Libro Branco da Enerxía Galicia - Inega: Instituto Enerxético de … · 2010-12-01 · 2.3.-...

Libro Brancoda Enerxía

Galicia

Xullo, 2000

DE GALICIA

Setembro, 2000

Índice

ÍNDICE

PRESENTACIÓN

INTRODUCCIÓN

1. ESCENARIO ENERXÉTICO INTERNACIONAL

1.1.-A COBERTURA DA DEMANDA MUNDIAL DE ENERXÍA

1.2.- A ENERXÍA NA OCDE

1.3.- A ENERXÍA NA UNIÓN EUROPEA

2. GALICIA NO CONTEXTO EUROPEO

2.1.- CONSIDERACIÓNS XERAIS

2.2.- NOVOS OBXECTIVOS ENERXÉTICOS

2.3.- CRITERIOS PARA A IMPLANTACIÓN DA POLÍTICA

ENERXÉTICA

2.4.- SITUACIÓN EN 1999

2.5.- AS ENERXÍAS RENOVABLES E O AMBIENTE

2.6.- ASIMILACIÓN DE NOVOS ESCENARIOS

3. ASPECTOS BÁSICOS DUNHA POLÍTICA ENERXÉTICA

3.1.- CAMBIOS BÁSICOS

3.2.- LIBERALIZACIÓN DO SISTEMA ENERXÉTICO

3.3.- OBXECTIVOS E ESTRATEXIAS ENERXÉTICAS

4. SITUACIÓN ENERXÉTICA DE GALICIA

4.1.- ENERXÍA PRIMARIA

4.2.- RENDEMENTO DOS PROCESOS TRANSFORMADORES

PRODUCTIVOS

4.3.- ENERXÍA DISPOÑIBLE

4.4.- CONSUMO INTERNO

4.5.- EXPORTACIÓN DE PRODUCTOS ENERXÉTICOS

4.6.- CONSIDERACIÓNS SOBRE A SITUACIÓN ENERXÉTICA

ACTUAL

5. GALICIA E O SEU FUTURO ENERXÉTICO: ESTRATEXIAS

E LIÑAS DE ACTUACIÓN

5.1.- CAPACIDADE DE XESTIÓN

5.2.- DEPENDENCIA E DIVERSIFICACIÓN

5.3.- AFORRO E EFICIENCIA ENERXÉTICA

5.4.- ESCENARIOS DE ENERXÍA E POTENCIA

6. INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA

6.1.- XERACIÓN

6.2.- TRANSPORTE DE ENERXÍA ELÉCTRICA

6.3.- SUBMINISTRACIÓN E DISTRIBUCIÓN DE ENERXÍA

ELÉCTRICA

7. INFRAESTRUCTURA GASISTA. 7.1.- A PERSPECTIVA DA UTILIZACIÓN DE GAS NATURAL 7.2.- O GAS NATURAL EN GALICIA 7.3.- TRANSPORTE DE GAS: GASODUCTOS 7.4.- TRANSPORTE DE GAS. PLANTA DE REGASIFICACIÓN 7.5.- A DISTRIBUCIÓN Ó MERCADO DOMÉSTICO 7.6.- O MERCADO DE GAS NATURAL EN GALICIA 7.7.- AS FUTURAS LIÑAS DE DESENVOLVEMENTO GASISTA

8. ENERXÍAS RENOVABLES E OUTRAS APLICACIÓNS ENERXÉTICAS

8.1.- ENERXÍAS RENOVABLES 8.2.- OUTRAS APLICACIÓNS ENERXÉTICAS

9. AFORRO E EFICIENCIA ENERXÉTICA 9.1.- SECTOR INDUSTRIAL 9.2.- SECTOR TERCIARIO: SERVICIOS E DOMÉSTICO 9.3.- SECTOR INSTITUCIONAL

10. A NOVA REGULAMENTACIÓN XURÍDICA DA ENERXÍA 10.1.- ASPECTOS XERAIS 10.2.- O SECTOR ELÉCTRICO 10.3.- OS HIDROCARBUROS.

ANEXOS 1.- UNIDADES E FACTORES DE CONVERSIÓN 2.- ACRÓNIMOS E SIGLAS

Presentación

PRESENTACIÓN

A explotación e xestión dos recursos enerxéticos constitúe, desde sempre, un dos

grandes retos de calquera sociedade. Aspectos tales como a seguridade e a calidade da

subministración de enerxía, a diversificación da súas fontes ou o consumo eficiente

inflúen directamente no desenvolvemento económico e social, entendido no máis amplo

dos seus sentidos.

Nas últimas décadas, a preservación do ambiente e, máis en xeral, a preocupación polo

desenvolvemento sostible, concepto case omnipresente en calquera formulación de

futuro, incidiron significativamente sobre a consideración da enerxía e os modos de

utilizala, poñendo en cuestión os tradicionais modelos de explotación, en canto actuaban

sobre recursos esgotables e producían efectos degradantes sobre o medio.

Non falta razón cando se expresan tales inquietudes, que forman xa, con carácter

irreversible, parte do debate enerxético. Este vai, hoxe en día, moito máis aló de

aspectos puramente economicistas, abarcando cuestións de natureza ambiental e, en

xeral, relativas á mellora da calidade de vida dos cidadáns. Ós axentes que

tradicionalmente o integraban uníronse outros axentes sociais e os cidadáns mesmos,

que, en canto consumidores, reclaman cada vez maior protagonismo.

No presente documento, baixo o título “Libro Branco da Enerxía”, coordinado polo

recentemente creado Instituto Enerxético de Galicia, faise un percorrido polos

escenarios enerxéticos internacionais e, en especial, os da Unión Europea, o noso

ámbito socioeconómico de referencia, nos que destacan tres obxectivos fundamentais: a

xeneralización da competencia, a seguridade de subministración e a protección

ambiental. A consecución de tales obxectivos é responsabilidade, claro está, dos

órganos de goberno da propia Unión Europea e dos Estados membros, pero nela están

chamadas a desempeñar un papel cada vez máis activo as Administracións Rexionais,

en canto actúan a un nivel máis próximo ós cidadáns, ós que representan, e en canto son

as únicas que poden adaptar ás súas propias singularidades estratexias e formulacións

enerxéticas cada vez máis globais.

Ademais, nel, contéñense algunhas reflexións sobre a situación enerxética galega,

describindo, a partir de distintos traballos e estudios efectuados por empresas,

asociacións e entidades relacionados co sector, as capacidades de que dispoñemos para

incrementar a nosa presencia na xeración enerxética, xa con recursos autóctonos xa con

recursos importados, e, polo tanto, afianzar unha certa independencia neste ámbito e

diversificar as nosas fontes de producción.

A presentación do Libro Branco da Enerxía prodúcese nun momento no que o sector

enerxético se ve sometido a profundos cambios. A globalización económica e o

desenvolvemento tecnolóxico deron unha nueva dimensión á política enerxética. Por

outra parte, e xa no marco da UE, os criterios e directrices tendentes á liberalización do

sector provocaron un traslado progresivo da súa dirección ós consumidores.

É, xa que logo, este un momento oportuno para abrir un debate sobre o noso futuro

enerxético, e a tal pretensión obedece o presente documento, esencialmente aberto ás

achegas de cantos estean interesados no sector, que, sen dúbida, enriquecerán o seu

contido e contribuirán ó deseño de estratexias concretas para o futuro.

Desexo agradecer o esforzo e interese de todos aqueles que fixeron posible o documento

que se presenta e o dos que, a partir de agora, contribúan ó seu desenvolvemento.

Santiago de Compostela, xullo de 2000

Manuel Fraga Iribarne

Presidente da Xunta de Galicia

Introducción

INTRODUCCIÓN

Calquera aproximación que actualmente se faga ós asuntos enerxéticos, desde unha

perspectiva internacional, reflicte unha serie de condicións, principios ou obxectivos

amplamente compartidos.

Así, en primeiro lugar, coincídese en que a dispoñibilidade enerxética constitúe un

factor fundamental de desenvolvemento económico e de mellora de calidade de vida, e

en que a seguridade do abastecemento e os prezos das enerxías finais resultan

especialmente importantes.

A xestión dos recursos enerxéticos pasa, deste modo, a ocupar un lugar destacado nas

preocupacións dos responsables políticos, os operadores económicos e a opinión pública

de todo o mundo. Sen embargo, a postura dos países desenvolvidos, entre eles os

integrantes da Unión Europea, é hoxe distinta da que estes mesmos Estados mantiñan

fai poucos anos e, dende logo, da que os actuais paises menos desenvolvidos manteñen

na actualidade. Nestes últimos, outorgouse á enerxía unha importancia estratéxica

enmarcada nos intereses nacionais ou de Estado, o que xustificou maior intervención

pública nos sectores enerxéticos. Tal intervencionismo concrétase en regulacións

normativas de carácter planificador que determinan finalmente os prezos da enerxía con

absoluta independencia dos seus custos. Pola contra, no mundo desenvolvido impúxose

unha tendencia liberizadora, motivada por razóns xurídicas, ideolóxicas e, sobre todo,

económicas -busca da eficacia mediante a apertura da competencia-, segundo a cal os

prezos finais dos productos enerxéticos derívanse das decisións dos mercados.

Unha segunda característica do actual escenario enerxético internacional radica na

notable importancia estratéxica e xeopolítica que adquiriu a distribución xeográfica das

reservas de enerxías primarias, por unha parte, e do consumo de enerxías finais, pola

outra. Dado que non son precisamente os países con máis reservas os que rexistran

maiores consumos, fíxose imprescindible un certo grao de consenso enerxético, a nivel

global, entre os que posúen enerxías primarias e os consumidores finais. Este consenso

debe ir máis aló do ámbito estrictamente enerxético, xa que, de acordo coa experiencia

internacional, a dispoñibilidade de reservas non sempre se traduce en máis

desenvolvemento, en tanto que esta correlación resulta máis consistente nos países con

maior consumo de enerxía. Ou sexa, dito doutro modo, son máis eficaces, en termos de

desenvolvemento, os países que importan enerxía cós que a exportan.

En terceiro lugar resulta destacable a necesidade, sentida internacionalmente, de

enmarcar a utilización dos recursos enerxéticos no concepto de desenvolvemento

sostible1. Esta necesidade nace de que a dispoñibilidade mundial de enerxía está

integrada por dous compoñentes básicos: os permanentemente renovables e, por iso,

inesgotables e os non renovables (como o carbón, o petróleo e o gas) con tendencia ó

esgotamento. Desta forma, a procura dun equilibrio na explotación duns e outros

compoñentes incardínase de cheo nos modelos de sostemento na utilización dos

recursos naturais, como garantía do futuro.

No mesmo sentido, estanse a acentuar cada vez máis as relacións entre o uso da enerxía

e o seu impacto sobre o ambiente, o que conduce a que o sector enerxético mundial

asumira importantes compromisos internacionais, entre eles ós das conferencia de Río e

Kyoto, orientadas cara á reducción das emisións de gases con efecto invernadoiro ou

con incidencia no cambio climático. En definitiva, política enerxética, desenvolvemento

sostible e preservación do ambiente resultan, cada vez máis, aspectos dificilmente

desvinculados, no mundo actual.

1 No informe Brundtland (así coñecido porque foi elaborado, por encargo das Nacións Unidas, por Gro Harlem Brundtland, ex-primeira ministra de Noruega) manéxase a seguinte definición de desenvolvemento sostible: “un desenvolvemento que responde ás necesidades do presente sen comprometer a capacidade das xeracións futuras para facer fronte ás súas”. En realidade algunhas das preocupacións que laten tralo concepto de desenvolvemento sostible, aínda cando non sempre se expresaran como tales palabras, veñen de antigo. As fallidas prediccións de Malthus sobre o incremento da poboación mundial e a insuficiencia de productos alimentarios son xa un exemplo disto. No terreo enerxético, e en plena etapa de desenvolvemento (1968) os membros do Club de Roma deron a coñecer unha serie de informes, non demasiado esperanzadores, sobre a pervivencia de combustibles fósiles. O certo é que con independencia da fortuna destas e outras prediccións, todas elas pretenderon chamar a atención sobre a necesidade de xestionar racionalmente os recursos naturais como medio para evitar a hipoteca, ou o puro cercenamento, do futuro da humanidade. O actual concepto de desenvolvemento sostible, no primero mundo, perfilouse vinculándoo ás inquietudes ambientais motivadas polos efectos dun desenvolvemento industrial e comercial incontralado. O seu alcance é, hoxe en día, máis amplo, tal e

Esperamos que este “Libro Branco da Enerxía” sexa aceptado, a pesar das súas

modestas pretensións científicas, como unha plataforma de discusión para ordenar a

participación de todos nun asunto tan trascendente para Galicia como é a implantación

dunhas bases enerxéticas razoables sobre as que construír un futuro empresarial máis

competitivo e unhas pautas de consumo enerxético respectuosas co ambiente e coa

xestión dos recursos.

Juan Rodríguez Yuste

Conselleiro de Industria e Comercio

como se reflicten na definición máis arriba recollida. Polo demais, a expresión desenvolvemento sostible aparece así formulada por primeira vez, nun documento oficial, no informe Brundtland.

Escenario enerxéticointernacional

1

23

1.- ESCENARI0 ENERXÉTICO INTERNACIONAL

1.1. A cobertura da demanda mundial de enerxía

A producción mundial de enerxía no ano 1996 cifrouse en 9.494,98 millóns de

toneladas equivalentes de petróleo (MTEP). Desta producción, 3.150 MTEP

canalizáronse a través de importacións e 3.156,49 MTEP foron exportados, cunha

variación de stocks cifrada en 18,3 MTEP. Como consecuencia, a oferta mundial de

enerxía en 1996 situouse en 9.506,79 MTEP.

A estructura, por fontes de enerxías primarias, da dita oferta foi a seguinte:

MTEP %

Carbón 2.253,81 23,71

Petróleo cru 3.494,16 36,75

Derivados de petróleo -55,35 -0,58

Gas 1.892,80 19,91

Nuclear 630,05 6,63

Hidroeléctrica 216,43 2,28

Combustibles renovables e residuos 1.036,59 10,90

Outras enerxías renovables 38,30 0,40

TOTAL 9.506,79 100,00

Fonte: AIE Táboa 1

Tal e como se reflicten na táboa, as grandes fontes de enerxía a nivel mundial son o

petróleo, co 36,75% da oferta total, seguido do carbón, (23,71%) e o gas (19,91%).

Estas tres fontes, claramente non renovables, achegan o 79,79% da oferta enerxética

total. A súa explotación ten, pois, unha significación considerable, aínda que non

está exenta de problemas.

24

Así, por unha parte, o seu carácter non renovable determina a súa tendencia á

escaseza progresiva, máis aínda se se ten en conta que constitúen o soporte básico do

consumo total e que, nalgúns casos (por exemplo, o uso dos derivados do petróleo

para o transporte) estes recursos son practicamente insubstituíbles por outras formas

de enerxía, a menos coas tecnoloxías dispoñibles actualmente.

En segundo lugar, a tendencia á concentración xeográfica en zonas moi determinadas

e pouco numersosas destas formas de enerxía, en especial petróleo e gas, xera

problemas de inseguridade nas subministracións, á vez que facilita controis sobre a

oferta dos prezos de venda, capaces de provocar crises enerxético-económicas tan

graves como as dos anos setenta e comezos dos oitenta2.

Así mesmo, o elevado consumo mundial de combustibles fósiles (carbón e derivados

do petróleo, fundamentalmente) segue sendo unha das fontes máis importantes de

emisións contaminantes, a pesar dos constantes avances que se rexistran nas

tecnoloxías de combustión.

Polo demais, en última instancia, todos estes problemas adquiren maior envergadura

co crecemento do consumo enerxético.

Se se aplican criterios non moi estrictos, o resto das enerxías primarias consideradas

na táboa 1 pódense cualificar de renovables, polo menos desde unha perspectiva

estratéxica3. As enerxías renovables supuxeron en 1996 o 20,21% da oferta mundial

de enerxías primarias.

2 O control do mercado petrolífero é paradigmático. A OPEP (Organización de Países Exportadores e Productores de Petróleo) creouse en 1960 para intentar facer unha fronte común que puxera freo a tendencia á baixa dos prezos do cru. Desde comezos desta década, as decisións sobre a producción desta organización exerceron unha influencia determinante sobre a marcha da economía mundial. A hexemonía que ostenta no terreo enerxético a coxuntura internacional permitiron á OPEP impoñer, entre 1970 e 1974, unha alza nos prezos de case once dolares por barril, que repercutiu drasticamente no sistema financeiro internacional. Sen embargo, esta crise foi a principal causante dun cambio de actitude nos países occidentais, sobre o consumo enerxético, levou ós seus gobernos a concentrar esforzos na busca de subministracións alternativas e a investir en investigación para desenvolver novas tecnoloxías que incrementasen a eficacia enerxética. Estes dous aspectos (diversificación da producción e desenvolvemento tecnolóxico) seguen sendo primordiais nas actuais políticas enerxéticas. 3 A enerxía nuclear sería, así, estratexicamente renovable pola súa case nula contribución ó esgotamento da abundante materia prima utilizada.

25

A enerxía nuclear (que achegou o 6,63%) presenta certas vantaxes que radican na

xeración de electricidade de base económica competitiva. Non obstante, a súa

explotación presenta problemas de consideración sendo, sen dúbida, o máis serio o

que se refire ó almacenamento seguro dos residuos de longa vida. Ademais, se ben

durante o seu funcionamento normal estas instalacións teñen un reducido impacto

sobre o ambiente (dado o avanzado das tecnoloxías utilizadas), o seu

desmantelamento resulta igualmente problemático.

A enerxía hidroeléctrica (2,28% da oferta) ten, sen dúbida, carácter renovable. Os

problemas que a súa explotación xera (sobre todo en grandes centrais) derívanse do

seu impacto ambiental e de que, nos países desenvolvidos, quedan cada vez menos

emprazamentos socialmente aceptables para a súa instalación. Por isto, as

posibilidades deste recurso son moito maiores nos países subdesenvolvidos ou en

vías de desenvolvemento.

Polo que se refire ó resto das enerxías renovables (11,3% da oferta), a cuestión

fundamental, hoxe en día, é que a súa viabilidade económica depende, en gran

medida, da existencia de tecnoloxías competitivas e das axudas externas4.

No escenario ata agora descrito, convén engadir que a provisión dos productos

enerxéticos finais demandados polos consumidores dos países desenvolvidos

efectúase, fundamentalmente, a través de dous procesos de utilización e

transformación de enerxías primarias: o refinamento do petróleo e a producción de

electricidade.

Neste sentido, a práctica totalidade do petróleo producido trátase en refinerías para a

obtención de derivados. Pola súa banda, as centrais eléctricas nútrense de carbón

térmico, gas e, en menor medida, de derivados do petróleo e utilizan, ademais, toda

a enerxía nuclear e hidroeléctrica que se produce, así como a maior parte do resto

das enerxías renovables. O resultado é a obtención de electricidade, como a enerxía

final máis versatil e sen efectos contaminantes, a nivel de consumo.

4 Non obstante, a Unión Europea considera que os crecementos no consumo da enerxía ata o ano 2010 en Asía, América Latina e Africa, poden ser cubertos en gran parte con enerxías desta natureza, fundamentalmente hidroeléctrica e biomasa.

26

1.2. A enerxía na OCDE5

A oferta de enerxía dos países membros da OCDE situouse (datos tamén de 1996)

en 5.019,76 MTEP, o que supón o 52,8% do total mundial.

Dentro desta oferta da OCDE, a producción interna da organización cifrouse en

3.753,75 MTEP, cunha participación na producción mundial do 39,5%.

As importacións alcanzaron os 2.422,97 millóns de TEP (o que representa o 76,9%

do volume total de importacións realizadas no mundo) mentres que as exportacións

foron de 1.084,42 MTEP (un 34,4% das exportacións mundiais).

En definitiva, o saldo neto dos intercambios de enerxía das OCDE co resto do

mundo dá un déficit de 1.338,55 millóns de TEP, o que supón unha taxa de

dependencia exterior do 26,7%. Á súa vez, dentro da oferta total de enerxías

primarias, as importacións da OCDE supoñen o 48,3% do total.

Os países membros da OCDE constitúen o expoñente máis completo e

representativo do mundo desenvolvido e, polo tanto, o que máis enerxía consome e

utiliza nos seus procesos de desenvolvemento. Neste sentido resulta interesante

analizar o seu papel, nos intercambios de enerxía a nivel mundial, a estructura do

consumo e a relación desta coa producción propia.

A composición da oferta de enerxías primarias na OCDE e, dentro da mesma, a

producción interna, expresada en millóns de toneladas equivalentes de petróleo,

alcanzou os valores seguintes en 1996:

5 Organización para a Cooperación e o Desenvolvemento Económico.

27

Oferta de enerxía

OCDE/ Total

mundial

OCDE Producción

interna

OCDE Producción/

Oferta MTEP % % MTEP (%)

Carbón 1.037,12 20,66 46,02 1.000,17 96,44

Petróleo cru 2.093,72 41,71 59,92 1.041,31 49,73

Gas 1.034,72 20,61 54,67 866,51 83,74

Nuclear 545,48 10,87 86,58 545,48 100,00

Hidroeléctrica 114,71 2,29 53,00 114,71 100,00

Combustibles renovables e

residuos

157,05

3,13

15,15

156,70

99,78

Outras enerxías renovables 29,33 0,58 76,58 28,86 98,40

TOTAL 5.019,76 100,00 52,80 3.753,75 74,78

Fonte: OCDE Táboa 2

Da táboa anterior podese destacar que:

a) A OCDE supera a media mundial de contribución do petróleo a cobertura da

oferta de enerxías primarias (41,71%, fronte ó 36,75%). Sen embargo, a

producción interna deste combustible só surte o 49,73% da oferta da

organización.

b) Tamén no gas, a participación na oferta supera a media mundial (20,61%,

fronte ó 19,91%). A producción interna da OCDE alcanza neste caso o

83,74% da súa oferta.

c) Pola contra, o carbón participa co 20,66% na oferta da organización, en

tanto que a media mundial se sitúa no 23,71%. A producción interna de

carbón na OCDE representa o 96,44% da oferta.

d) Estas tres fontes enerxéticas da OCDE non renovables supoñen o 82,98% da

súa oferta, en tanto que a nivel mundial esta porcentaxe sitúase no 79,79%.

28

1.3. A enerxía na Unión Europea

A oferta enerxética da UE nos anos 1997 e 1998, en termos de enerxías primarias, é a

seguinte:

Producción (KTEP) Ano 1997 Ano 1998

Producción/ consumo en %

KTEP % KTEP % 1997 1998

Carbón 122.737 17,47 109.004 15,77 56,03 51,56

Petróleo 155.067 22,07 159.472 23,07 26,81 26,68

Gas 181.194 25,79 180.078 26,05 61,85 60,08

Nuclear 212.429 30,23 210.603 30,47 100,00 100,00

Hidroeléctrica 25.956 3,70 26.874 3,88 100,00 100,00

Outras 5.222 0,74 5.222 0,76 100,00 100,00

Producción total 702.605 100,00 691.253 100,00 52,66 51,10

Importacións 1.026.145 1.058.602

Exportacións 350.726 351.462

OFERTA TOTAL 1.378.024 1.398.393

Fonte: Eurostat Táboa 3

Como se pode ver, a maior achega á producción interna de enerxías primarias e de orixe

nuclear, co 30,47% en 1998, seguida do gas (26,05%), petróleo (23,07%), carbón

(15,77%) e hidroeléctrica (3,88%).

A UE só cobre con producción interna o 51,1% do consumo de enerxías primarias. É

polo tanto unha zona con elevado consumo enerxético e, ó tempo, considerable

dependencia das subministracións procedentes do exterior.

Galicia nocontexto europeo

2

31

2. GALICIA NO CONTEXTO EUROPEO

2.1. Consideracións xerais

Galicia forma parte da Unión Europea e, como consecuencia, das súas formulacións,

compromisos, sistemas e políticas de carácter enerxético. Na elaboración de todos

eles veu participando España como un dos 15 Estados membros da Unión.

Deben, polo tanto, conciliarse obxectivos e estratexías enerxéticas da Comunidade

galega coas do contorno de referencia comunitario. Aspecto importante, tanto se se

ten en conta a existencia de políticas comúns, e os compromisos e vantaxes que se

derivan das mesmas como feito de que a enerxía constitúe un dos eixes fundamentais

da actividade e desenvolvemento económicos e de benestar social.

Entre os problemas cos que se vén enfrontando a UE nos últimos anos, e que teñen

unha significativa incidencia na evolución da situación enerxética que comezou a

perfilarse a mediados dos anos 90, cabe destacar os seguintes:

• A elevada dependencia enerxética da Unión respecto do exterior, así coma o

constante crecemento da mesma. As importacións enerxéticas superan o

50%, e se non se adoptan medidas eficaces poderían chegar ó 70% no ano

2020. Esta dependencia é especialmente relevante en canto ó petróleo e ó

gas, que cada vez prodecerán de fontes máis distantes, co conseguinte risco

sobre a seguridade dos subministracións.

• A necesidade de estabilizar e, incluso, reducir as emisións de CO2. Ata a data

indicada, a estabilización das ditas emisións debeuse unicamente a

reduccións cíclicas do consumo.

• Os custos enerxéticos, que, polo menos ata mediados dos 90, permaneceron

relativamente altos, en particular pola ausencia de competencia e falta de

adecuación das estructuras enerxéticas ós novos modelos comerciais.

32

2.2. Novos obxectivos enerxéticos

A nova política enerxética da UE, que comeza a elaborarse a partir de 1995, defínese

en atención a certos obxectivos estratéxicos, basicamente:

• A competencia xeneralizada.

• A seguridade nas subministracións.

• A protección ambiental.

A formulación e implantación desta nova política fundaméntase nunha visión común

dos retos que afectarán nos próximos 20 anos ás condicións de producción, a

subministracións e ó consumo de enerxía tendo en conta as esixencias derivadas do

principio de subsidiaridade e os límites impostos polas dispoñibilidades

orzamentarias.

Para a consecución dos obxectivos propostos, a UE proponse avanzar na integración

dos mercados, a xestión común da dependencia respecto ó exterior, a promoción do

desenvolvemento sostible e o apoio á investigación e ó desenvolvemento tecnolóxico.

Nese senso, o marco enerxético de referencia debe constituír o punto de

converxencia das políticas enerxéticas da UE e dos Estados membros. Acadar tal

obxectivo compete, especialmente á Comisión, que utilizando as provisións do

Tratado e os demais instrumentos dispoñibles, terá que velar pola eficacia das

políticas desenvolvidas a escala nacional.

Na consecución dos obxectivos estratéxicos dos próximos anos, a UE recoñece que a

súa dependencia enerxética prevista aumentará e que a crecente integración esixe

maior solidariedade respecto ás eleccións enerxéticas realizadas por cada país

membros. Así mesmo, asume a dimensión social e política da xestión enerxética, en

especial no que se refire á súa incidencia sobre o emprego.

33

2.3. Criterios para a implantación da Política

Enerxética

Existe a xeral convicción de que a política enerxética, a nivel comunitario, será xulgada en

función da medida na que contribúa á consecución dos obxectivos do Tratado, en especial, a

integración do mercado, o crecemento económico sostible, a creación de emprego e, en

suma, a mellora das condicións de vida dos cidadáns da Unión. É, precisamente, este

contexto o que leva a considerar que os obxectivos estratéxicos de competencia

xeneralizada, seguridade das subministracións e protección ambiental son os máis

relevantes para o sector enerxético. Neste senso, para a consecución destes obxectivos e a

definición dunha política enerxética instrumentalmente eficaz, a UE promove a integración

dos mercados, a xestión común da dependencia respecto ó exterior, a promoción do

desenvolvemento sostible e o apoio á investigación e ó desenvolvemento tecnolóxico.

2.3.1. A integración do mercado

A UE considera que o establecemento dun marco político xeral para o adecuado

funcionamento do mercado interior da enerxía achegará a todos os operadores

económicos estabilidade a longo prazo para a realización de investimentos. Neste

contexto o obxectivo principal é a liberación do mercado interior da electricidade e do gas

natural. Para transmitir confianza no mercado interior e para que os principios mesmos da

libre concorrencia se respecten, requirirase un nivel máximo de transparencia e

consistencia á hora de aplicar as provisións a tal respecto contidas no Tratado.

Por outra banda, a UE ten en conta que unha menor intervención pública nos

intercambios enerxéticos esixe dispoñer instrumentos eficaces de control para analizar o

desenvolvemento do mercado e para asegurar que os cambios estructurais e técnicos que

se produzan non entren en conflicto cos obxectivos da política enerxética.

Ademais, en canto ós investimentos na área enerxética e o papel das empresas, considérase

prioritario que as iniciativas políticas neste sector sexan o máis neutrais posibles no que se

refire ó seu impacto sobre o mercado enerxético e ás decisións de investimentos.

34

2.3.2. A xestión da dependencia enerxética do exterior Neste terreo, a UE considera que se debe prestar unha especial atención ós riscos

políticos que se rexistran nalgúns países que son actualmente importantes

subministradores, así coma o crecente consumo mundial de enerxía e que, igualmente,

convén fortalecer a seguridade da subministración, mediante correccións na política

interna relacionada coas regras do mercado, promovendo a diversificación de

combustibles mediante a aplicación de medidas de promoción da eficiencia e da

aplicación dun sistema de vixilancia da situación enerxética.

2.3.3. O desenvolvemento sostible

A explotación actual dos recursos enerxéticos sen comprometer a capacidade de futuras

xeracións (desenvolvemento enerxético sostible), abórdase partindo da base de que non

existe un conflicto inevitable entre a aplicación da competencia e a preservación dos

recursos naturais. Neste senso, o V Programa de Acción para o desenvolvemento

sostible da UE mantén que a internalización de custos e beneficios ambientais externos

constitúe a mellor e máis eficaz vía para integrar as consideracións ambientais na

actividade enerxética. A internalización de custos é así preferida ás medidas fiscais.

Así mesmo, a procura dun desenvolvemento sostible require tecnoloxías eficientes e

máxima conservación de enerxía mediante a adopción de todas as medidas que

contribúan á eficacia enerxética e que sexan consistentes coa competencia.

Ademais e dado que as enerxías renovables non contaminan ou fano en escasa medida,

considérase que estas deben ser promovidas para que incrementen o seu peso no balance

enerxético comunitario.

2.3.4. Evolución tecnolóxica

Como xa se apuntou, a UE considera que as novas tecnoloxías poden contribuír

significativamente ó deselvolvemento da producción enerxética sostible e á

diversificación da oferta. En particular, o seu papel resultará clave no aproveitamento

competitivo das enerxías renovables máis respectuosas co ambiente.

35

2.4. Situación en 1999

1. Analízanse, neste punto, as medidas tomadas no ámbito da UE en relación cos

obxectivos da súa nova política enerxética: seguridade de abastecemento,

liberalización do mercado interior da enerxía e desenvolvemento sostible.

2. Neste senso a Comisión adoptou no ano 1997 unha comunicación titulada “Visión

global da política e das accións no campo da enerxía”, na que establece, por primeira

vez, unha relación exhaustiva do conxunto de accións que desenvolverá a Unión

Europera en materia de enerxía.

Na mesma liña sitúase o IV Programa Marco plurianual de actividades do sector da

enerxía, con accións e programas destinados a aumentar a eficacia da política

enerxética e a garantir a súa coherencia cos obxectivos básicos ós que obedece a súa

formulación. O dito Programa plurianual completouse, en 1999, coa adopción dos

programas ALTENER –dedicado ó fomento das enerxías renovables- e SAVE –para

fomento da eficacia enerxética. A eles únense catro programas específicos adoptados

en 1998: ETAP –estudios, análise, previsións e traballos conexos-, SYNERGY –

cooperación internacional-, CARNOT –utilización limpa e eficaz dos combustibles

sólidos-, e SURE –seguridade do transporte de material radioactivo e cooperación

industrial. Así mesmo un novo Programa Marco de actividades no sector da enerxía,

para o período 1998 a 2002, foi adoptado en 1998.

3. En relación cos tres obxectivos mencionados e, máis en concreto, coa seguridade de

subministración e a cooperación enerxética internacional, debe destacarse que o

Tratado sobre a Carta da Enerxía, así como o seu Protocolo sobre a eficiencia

enerxética e os aspectos relacionados co ambiente6, foron ratificados en 1999 polos

Estados membros que aínda non o fixeran (Irlanda a Francia). Esta Carta contribúe a

estabilizar o marco enerxético da UE e, neste senso permitiu consolidar as relacións

cos seus socios e abastecedores internacionais.

6 Tratado e Protocolos suscritos o 17 de maio de 1997 polo Consello en nome da Comunidade Económica Europea e o 25 de setembro pola Comisión en nome da CECA e da Euraton. Os instrumentos de ratificación da Comunidade e dos Estados Membros foron depositados en Lisboa o 16 de decembro.

36

4. En canto á competitividade e integración dos mercados da enerxía, o primeiro paso

deuse coa electricidade7, para continuar co gas8.

En maio de 1999 a Comisión adoptou un informe sobre o estado da liberalización

dos mercados da enerxía, no que destaca que, o 19 de febreiro deste ano

liberalizarase máis do 60% da demanda comunitaria de electricidade, cando a

Directiva, 96/92/CE só esixía unha apertura mínima de aproximadamente o 25%.

En abril deste mesmo ano, a Comisión elaborou un segundo informe sobre medidas

de harmonización, no que, de acordo coa Directiva 96/92/CE, pediu que se

eliminasen os obstáculos ós intercambios transfronteirizos e se garantisen regras

idénticas para todos os Estados membros, co fin de crear un auténtico mercado único

e non quince mercados liberalizados.

Á súa vez, de novembro de 1999 data o primeiro informe da comisión sobre a harmonización de normas comúns para o mercado interior do gas natural. A posición común que serviu de base a esta Directiva integraba, fundamentalmente, os principios da adoptada para o mercado interior da electricidade, pero tendo en conta as características específicas do gas natural. A Directiva está baseada, polo tanto, nun equilibrio entre as obrigacións de servicio público e as normas de competencia, así como nunha ampla aplicación do principio de subsidiariedade para ter en conta a diversidade de sistemas nacionais de gas. No informe da Comisión antes citado determínanse os ámbitos nos que poderían xurdir obstáculos ós intercambios transfronteirizos e póñense en marcha tres estudios dedicados, repectivamente, ós métodos de elaboración dos sistemas nacionais e transfronteirizos para a tarificación do acceso á rede de gas, ás posibilidades de intercambio e de promoción da transparencia no mercado interior do gas, e as consecuencias sociais da liberalización do mercado interior da electricidade e do gas.

7 Directiva 96/92/CE sobre normas comúns para o mercado interior da electricidade. Esta directiva aprobouse tras un traballado proceso de elaboración, desde a súa presentación en 1991, ata a súa adopción tralo dictame favorable do Parlamento Europeo, no Consello do 19 de decembro de 1996, sendo publicada no DOCE de 30 de xaneiro de 1997. 8 Directiva 98/30/CE do 22 de xuño de 1998 sobre o gas.

37

5. No ámbito da protección do ambiente e o fomento do desenvolvemento sostible no

sector enerxético, a Unión Europea prestou especial atención ó papel das fontes

renovables.

Así, en abril de 1999, a Comisión adoptou un documento de traballo no que se

examinan os medios para aumentar a utilización de electricidade procedente de

fontes renovables, no consumo global de enerxía.

Este mesmo obxectivo establecíase xa no Libro Branco de 1997 e no Libro Verde de

1996. Tamén, como quedou indicado anteriormente, no Programa Marco plurianual

1998 a 2002 inclúese un programa específico para o fomento das fontes de enerxía

renovables (Alterner), co que se persegue crear as condicións xurídicas,

socioeconómicas e administrativas adecuadas para o seu desenvolvemento e a

promoción de investimentos neste ámbito.

6. Por outra banda, tamén debemos destacar a importancia que se asigna ó fomento da

eficiencia enerxética e a utilización racional da enerxía; aspectos nos que se atribúe

un papel certamente significativo ás autoridades rexionais e locais da UE. Neste

senso o programa SAVE, orientado ó fomento da eficiencia enerxética mediante o

uso racional e eficaz dos recursos, estimula a adopción de medidas de eficiencia

enerxética en todos os sectores e o investimento dos consumidores, privados e

públicos, así como da industria, para o fomento da conservación de enerxía.

7. Ademais, á investigación e desenvolvemento tecnolóxico dedicase outro programa

comunitario específico (Thermie) co obxecto de que estas actividades contribúan á

seguridade da subministración, a reducción do consumo de enerxías tradicionais e a

utilización crecente de enerxías renovables e a necesidade de estabilizar e reducir as

emisións de CO2.

38

2.5. As enerxías renovables e o ambiente

1. Polo momento, a importancia das enerxías renovables no ámbito da Unión Europea é

máis cualitativa ca cuantitativa. Sen embargo, asígnaselles un papel relativamente

importante de cara ó futuro, condicionado polo desenvolvemento de tecnoloxías cada

vez máis eficaces e competitivas, a consecución dun marco de política enerxética

relativamente estable a curto e medio prazo, as axudas económicas e a toma de

consciencia por parte de todos os axentes implicados, de que é necesario avanzar cara á

lexitimación competitiva deste tipo de enerxías, nun escenario cada vez máis aberto

internacionalmente e liberalizado, no que se busca reducir os prezos da enerxía.

2. Actualmente, as enerxías renovables cobren, aproximadamente, o 6% da demanda

total de enerxía da UE. O obxectivo a alcanzar é a cobertura do 12% no ano 2010,

segundo o establecido no “Libro Branco” da Unión Europea. A mencionada porcentaxe

traduciuse noutra específica: un consumo de electricidade xerada a partir de fontes de

enerxía renovables do 22,1%.

Para isto, a Directiva do Parlamento Europeo e do Consello relativa á promoción de electricidade xerada a partir de fontes de enerxía renovables no mercado interior da electricidade, contempla os obxectivos indicativos dos Estados membros en canto á contribución da electricidade procedente de fontes renovables, (en adiante, electricidade FER) o consumo eléctrico bruto no ano 2010.

Obxectivos indicativos dos Estados membros en enerxía FER

Porcentaxe % TWh Alemaña 12,5 76,4 Austria 78,1 55,3 Bélxica 6,0 6,3 Dinamarca 29,0 12,9 España 29,4 76,6 Finlandia 35,0 33,7 Francia 21,0 112,9 Grecia 20,1 14,5 Irlanda 13,2 4,5 Italia 25,0 89,6 Luxemburgo 5,7 0,5 Países Baixos 12,0 15,9 Portugal 45,6 28,3 Reino Unido 10,0 50,0 Suecia 60,0 97,5 Unión Europea 22,1 674,9 Fonte: EUROSTAT Táboa 4

39

É interesante coñecer as diferencias entre as cifras de cada país no que se refire á

penetración actual da electricidade FER, sen considerar as grandes centrais

hidroeléctricas, xa que estas cifras mostran, dalgún xeito, a medida en que as

políticas de fomento deste tipo de electricidade tiveron éxito.

E-FER 1997 (%) E-FER 2010 (%) E-FER 1997 (%) sen grandes hidro

E-FER 2010 (%) sen grandes hidro

Alemaña 4,5 12,5 2,4 10,3 Austria 72,7 78,1 10,7 21,1 Bélxica 1,1 6,0 0,9 5,8 Dinamarca 8,7 29,0 8,7 29,0 España 19,9 29,4 3,6 17,5 Finlandia 24,7 35,0 10,4 21,7 Francia 15,0 21,0 2,2 8,9 Grecia 8,6 20,1 0,4 14,5 Irlanda 3,6 13,2 1,1 11,7 Italia 16,0 25,0 4,5 14,9 Luxemburgo 2,1 5,7 2,1 5,7 Paises Baixos 3,5 12,0 3,5 12,0 Portugal 38,5 45,6 4,8 21,5 Reino Unido 1,7 10,0 0,9 9,3 Suecia 49,1 60,0 5,1 15,7 Unión Europea 13,9 22,1 3,2 12,5

Fonte: EUROSTAT Táboa 5

Convén sinalar que aínda non se dispón de datos oficiais de EUROSTAT relativos á

electricidade FER no período posterior a 1997, as estatísticas dos Estados membros

indican que a situación evolucionou positivamente e que se adoptaron, ultimamente,

firmes políticas de fomento na maioría deles.

3. Cualitativamente, o que tampouco exclúe aspectos e obxectivos cuantitativamente

significativos, a importancia das enerxías renovables céntrase na constatación de que

o seu desenvolvemento contribúe directamente á consecución dos obxectivos básicos

da nova política enerxética da UE:

Así, por unha parte, as fontes de enerxía renovables, ó seren de natureza autóctona,

contribúen á reducción da dependencia enerxética do exterior e a mellorar a

seguridade das subministracións. O seu fomento permite, así mesmo, crear emprego

e contribuír ó desenvolvemento rexional.

40

Ademais, a importancia das enerxías renovables intensifícase pola súa influencia

efectiva sobre a conservación do ambiente. En particular a partir das Conferencias de

Río e de Kyoto, a preocupación mundial polo cambio climático alcanzou un notable

protagonismo. En atención a isto, a UE adoptou como obxectivo reducir no 15% as

emisión de gases causantes do efecto invernadoiro (maiormente o CO2) no ano 2010,

e identificou unha serie de actuacións en materia de política enerxética nas que se

asigna un especial protagonismo ás fontes de enerxía renovables como factor de

reducción das ditas emisións9.

En definitiva ó obxectivo do 12% FER esixe dos Estados membros da Unión

esforzos no fomento e desenvolvemento das fontes de enerxías renovables, de acordo

co seu propio potencial, dado que as mesmas poden contribuír a reducir as emisións

de CO2, diminuír a dependencia enerxética externa, desenvolver a industria nacional

e rexional, e crear emprego10.

4. Para que tal esforzo resulte fructífero e alcanzase unha participación substancial das

fontes de enerxías renovables nos balances enerxéticos da UE, considéranse

fundamentais as axudas e garantías enmarcadas dentro dunha estratexia de mellora

da súa competitividade. É necesario ter en conta que os avances para a consolidación

do mercado único da enerxía e a liberalización do sistema fan que as forzas do

mercado penetren en ámbitos antes dominados por monopolios. Isto aumenta, por

unha banda, as oportunidades das enerxías renovables pero tamén as sitúa nun

contorno cada vez máis esixente en canto ó custo. Recoñécese, polo tanto, que para

que as enerxías renovables poidan funcionar competitivamente neste escenario

requírense medidas de acompañamento adecuadas.

9 Debe aclararse, sen embargo, que o obxectivo da UE de duplicar a achega das enerxías renovables á súa demanda enerxética, pasando do 6% ó 12% no ano 2010, enmárcase en obxectivos de natureza estrictamente enerxética, cun mantemento que se xustifica, polo tanto, con independencia dos compromisos relacionados coa reducción de CO2 segundo os acordos de Kyoto.

10 Por outra banda, a ampliación prevista da UE con novos Estados cun baixísimo desenvolvemento deste tipo de enerxías esixirá un esforzo adicional dos actuais 15 Estados membros. En todo caso, o obxectivo do 12% non é vinculante, aínda que constitúe unha referencia política básica.

41

En calquera caso, a UE estima que na actualidade:

• Se lograron importantes avances tencolóxicos, aínda que son precisos

esforzos adicionais para converter en competitivas estas enerxías.

• Os custos das enerxías renovables redúcense con rapidez, o que constitúe a

súa mellor garantía, xa que as aproxima á viabilidade económica.

• Estanse a realizar aplicacións, en grande escala, da enerxía eólica e dos

colectores térmicos solares.

• Algunhas tecnoloxías relacionadas cos biocombustibles e minicentrais

hidráulicas e eólicas tenden a ser competitivas e economicamente viables.

• A escala mundial, Europa sitúase na vangarda en diversas tecnoloxías de

enerxías renovables. Sen incluír as grandes centrais hidroeléctricas e os usos

tradicionais da biomasa, a cifra de negocios das novas tecnoloxías das

enerxías renovables a nivel internacional situábanse en 1997 nuns 5.000

millóns de ecus, nos que participaba Europa cunha terceira parte.

5. O obxectivo da UE consistente en alcanzar o 12% de participación das enerxías

renovables na cobertura da demanda total de enerxía no ano 2010 formúlase a través

da explotación das seguintes fontes renovables11.

a. Polo que se refire á enerxía hidráulica, o 6% de consumo cuberto en 1997 incluía as grandes instalacións hidroeléctricas, cun potencial de aumento que na UE é moi limitado, por razóns, fundamentalmente, ambientais. Calcúlase que, ata o ano 2010, a potencia instalada das grandes centrais hidroeléctricas increméntase no 10% ó 8.500 MW. A isto engádese, nestas previsións unha potencia adicional de 4.500 MW en pequenas centrais.

b. En canto á biomasa establécese que se podería triplicar a producción de 1997, cifrada en 44,8 MTEP. Isto supón un aumento de 90 MTEP, o que supón pasar do 3% ó 8,5% do consumo total de enerxía da UE. A biomasa inclúe, ademais da biomasa forestal, residuos da industria de elaboración da madeira –todo isto cunha notable importancia en Galicia-, cultivos enerxéticos, residuos agrícolas e efluentes agroalimentarios, estercos e a fracción orgánica dos residuos sólidos municipais ou domésticos e os lodos das augas residuais. A enerxía procedente

42

da biomasa pode ser utilizada para producir electricidade, calor ou carburante de transporte en unidades de tamaños moi diferentes. Coa explotación da biomasa pódese contribuír activamente á mellora do ambiente.

c. Europa situábase en 1997 na vangarda mundial en canto á enerxía eólica, cunha potencia instalada de 2,5 GW. Cerca do 90% dos fabricantes mundiais de turbinas eólicas eran europeos. Formúlase como obxectivo acadar no ano 2010 uns 40 GW na UE.

d. En canto á enerxía solar, no ano 1995 existían 6,5 millóns de m2 de placas solares instaladas na Unión Europea. O obxectivo para o ano 2010 é acadar 100 millóns de m2 instalados. Neste senso, formúlase a utilización de grandes instalacións de colectores para aplicacións, a grande escala, en redes urbanas de calefacción.

e. Para a enerxía solar fotovoltaica formúlase como obxectivo unha capacidade 3 GW.

f. Menores posibilidades asígnanse á enerxía solar pasiva, á xeotérmica, ás bombas de calor e outras.

Como resultado de todo isto a evolución proposta das enerxías renovables sería a

seguinte:

Ano 1995 Ano 2010

Eólica (potencia) 2,5 GW 40 GW Hidroeléctrica (potencia) 92 GW 105 GW -Grandes centrais 82,5 GW 91 GW -Pequeñas centrais 9,5 GW 14 GW Fotovoltaica (potencia) 0,03 GWp 3 GWp Biomasa (producción) 44,8 Mtep 135 Mtep Xeotérmica: (potencia) -Electricidade 0,5 GW 1 GW -Calor (incluídas bombas de calor) 1,3 GWth 5 GWth Colectores térmicos solares (superficie) 6,5 millóns m2 100 millóns m2

Solar pasiva (producción) 35 Mtep Outras 1 GW


11 Un dos obstáculos para o uso de certas fontes de enerxías renovables son os elevados custos de investimentos iniciais, en ocasións superiores ós dos ciclos convencionais, aínda que o custo do combustible sexa inexistente.

43

Deste modo, a producción de electricidade a partir das enerxías renovables distribuiríase así:

Ano 1995 Ano 2010 TWh % TWh %

Total electricidade 2.366 100,0 2.750 100,0

1. Eólica 4 0,2 80 2,8

2. Hidroeléctrica 307 13,0 355 12,4

-Grandes centrais 270 300

-Pequenas centrais 37 55

3 Fotovoltaica 0,03 3 0,1

4. Biomasa 22,5 0,95 230 8,0

5. Xeotérmica 3,5 0,15 7 0,2

Total enerxías renovables 337,0 14,30 675 23,5


En canto á producción de calor na Unión Europea, a situación en 1995 e a formulada

como obxectivo para o ano 2010 son:

Ano 1995 (Mtep)

Ano 2010 (Mtep)

1. Biomasa 38,04 75

2. Xeotérmica 0,40 1

3. Colectores térmicos solares 0,26 4

Total enerxías renovables 38,70 80

4. Solar pasiva -- 35


44

2.6. Asimilación de novos escenarios

O escenario exposto, do que hoxe se concibe como modernización e desenvolvemento, sitúa a Galicia, como Comunidade Autónoma que forma parte da Unión Europea, ante a obriga e a oportunidade de asimilar a pertenenza activa ó mesmo, e de adoptar as súas estratexias, procesos e procedementos característicos. No contexto desta natureza, no que a enerxía constitúe un recurso cada vez máis escaso, máis valioso e con maior incidencia no desenvolvemento económico e no benestar social, asístese a unha acelerada evolución dos conceptos das conductas enerxéticas cara á racionalidade e á eficiacia. A utilización dos recursos enerxéticos, moitos deles esgotables, requiren enfoques e modelos de xestión cada vez máis eficaces e, incluso, máis competitivos en canto a prezos e atributos de calidade. Por outra banda, á enerxía, ós sistemas de producción da mesma e ós seus usos esíxeselles, tamén cada vez máis coidado co medio, co obxectivo de incrementar a contribución enerxética ó desenvolvemento sostible. Todo isto supón que, da consideración destes aspectos coma xuízos de valor, pasouse á súa conversión en factores internalizados nos sistemas de xestión enerxética. Neste senso, unha das diferencias entre o concepto de desenvolvemento sostible e o simple crecemento económico refírese á xestión, e a xestión característica do desenvolvemento sostible incorpora ou internaliza sensibilidades, coñecementos e obxectivos relacionados co ambiente, os usos racionais da enerxía, a eficacia enerxética e, incluso, a competitividade. Naturalmente, isto supón cambios substanciais na cultura, os obxectivos e as estratexias de carácter enerxético que afectan ás políticas, ós productores, ós consumidores e á sociedade no seu conxunto. Tamén é importante ter en conta que os sistemas enerxéticos véñense convertendo progresivamente en mecanismos de solución de problemas ambientais, deixando de concibirse coma un inevitable contaminador máis. Nesta liña sitúanse os procesos de aproveitamento enerxético de residuos domésticos, industriais, agrarios e dos distintos compoñentes da biomasa forestal. Asimilar e xestionar con eficacia estes e outros cambios forma parte da modernización e o desenvolvemento.

.

Aspectos básicos dunhapolítica enerxética

3

47

3. ASPECTOS BASICOS DUNHA POLITICA ENERXÉTICA

3.1. Cambios básicos

Moi próximos ó umbral do século XXI, os cambios que se produciron na cultura, na

sociedade e na economía da modernización e o desenvolvemento, tenden a

consolidarse cun notable grao de irreversibilidade, polo menos a curto e medio prazo.

Neste novo escenario, o cualitativo tende a prevalecer estratexicamente sobre o

cuantitativo. O que tamén supón que os activos intanxibles, referidos fundamentalmente

a coñecementos, valores, sensibilidades e formas de comportamento adquiren unha

maior importancia estratéxica, como factores de modernización e desenvolvemento cós

tanxibles. O auténtico valor destes últimos depende do estado no que se atopen os

primeiros.

Transladados estes cambios ó campo enerxético, delimitado pola Unión Europea e

integrado polos que formamos parte da mesma, o reto consiste en mostrar capacidade

para afrontar novos problemas con criterios característicos desta época e deste escenario.

Neste senso, cabe identificar os seguintes retos en materia de política enerxética.

• A contribución activa á configuración, consolidación e implantación na nova cultura

enerxética que serve de inspiración e soporte ós novos enfoques e actuacións.

• En íntima relación coa modernización da cultura enerxética, como auténtico

cauce de inserción na UE, sitúase a necesidade de utilizar o discurso enerxético;

entendido este como sistema de percepción, coñecemento, análise e diagnóstico

da realidade enerxética, así como de formulación de obxectivos e de deseño de

estratexias, procesos e procedementos para acadalos.

• A necesidade de estructurar, implantar e desenvolver o novo sistema enerxético,

dado que un dos problemas que provocou o cambio promovido comunitariamente

radica na crise e desistematización do sistema máis ou menos tradicional.

• Entendidos os criterios profesionais nun sentido amplio, que implica tanto ás

políticas como ós productores e ós consumidores de enerxía, preséntase o reto da

re-profesionalización, para xestionar eficazmente o novo sistema enerxético.

48

3.2. Liberalización do Sistema Enerxético

Nun curto período de tempo, os sistemas enerxéticos da Unión Europea avanzaron considerablemente cara á liberalización, impulsada por criterios, directrices e políticas comúns no marco da UE, cun cumprimento que é obrigatorio para todos os Estados membros. A liberalización desencadeou un proceso no que, en poucos anos, se pasou da subministración enerxética como un servicio público, con frecuencia de titularidade pública con garantías de subministración e prezos políticos establecidos en función de obxetivos desta natureza, así como sociais e económicos, á implantación progresiva dun sistema liberalizado e de mercado. O novo sistema liberalizado, nacional e internacionalmente ocasionou no ámbito da UE, un traslado progresivo da capacidade da dirección do propio sistema ós consumidores con posibilidades recoñecidas, política e legalmente, de acceso ós diferentes mercados e de elección de subministrador. Neste senso desapareceron do escenario os plans enerxéticos de obrigado cumprimento, instaurándose a liberdade para ser productor e para producir, de acordo coas condiccións dos mercados e cos preceptos normativos que inciden, agora en xeral, sobre as iniciativas empresariais e o funcionamento competitivo nos mercados. Ademais, a medida que se avanza na implantación do sistema liberalizado, os prezos tenden a ser fixados nos mercados entre consumidores e productores, actuando estes últimos con criterios cada vez máis competitivos. A competitividade tende a converterse, así, en criterio lexitimador de actividades, procesos e procedementos, por riba dos tradicionalmente denominados obxectivos, criterios e prezos políticos. Como sempre sucede ante este tipo de cambios, o maior confusionismo preséntase durante o período de transición cara ó novo modelo, liberalizado e suxeito ó mercado, no que coexisten os dous tipos de prezos segundo as posibilidades de elección dos consumidores das diferentes enerxías. Por outra banda, o paso do sistema enerxético tradicional ó sistema liberalizado e de competencia modifica inevitablemente o papel das Administracións públicas e da Política enerxética mesma12, incidindo, particularmente, sobre o que se viña coñecendo como

12 Como xa se apuntou anteriormente, tamén na nova Política enerxética tenden a prevalecer os aspectos e contidos cualitativos sobre os cuantitativos. Seguramente, nas estatísticas e balances, etc sobre a realidade

49

intervención do Estado no escenario enerxético. Polo tanto, nas condicións actuais da UE, con sociedades democráticas dotadas dun marco legal adecuado e cada vez máis común, os grandes protagonistas enerxéticos son os consumidores, os productores e os comercializadores. Son eles os que configuran o novo sistema resultante da transición dun pasado moi diferente ó que se perfila como futuro. O feito posiblemente máis relevante e ilustrativo do cambio que se produce no papel do Estado e/ou Administracións Públicas en relación coa enerxía vén constituído pola, xa mencionada, desaparición dos Plans Enerxéticos Nacionais, de estricto e obrigado cumprimento polos productores de enerxía. Isto non quere dicir, sen embargo, que as Administracións Públicas non deban desempeñar papel ningún no novo escenario enerxético en vías de configuración e implantación. Correspóndelle participar, pero con enfoques, estratexias, procesos e procedementos diferentes ós que se viñan utilizando tradicionalmente. A todo isto debe engadirse que, cando se aplican conceptos e criterios de internacionalización á realidade enerxética, faise cada vez máis necesario ter en conta que os mesmos van máis aló dos simples intercambios internacionais, das posibilidades de elección dos consumidores e do acceso dos mesmos a calquera mercado da UE. A internacionalización tamén afecta á organización institucional o sector e ós seus axentes e empresas. Nada impide que as actuais empresas enerxéticas españolas pasen a mans estranxeiras, ou que se expandan polo mundo ou amplían o contido das súas actividades a outras máis ou menos sinérxicas coas que agora as definen. Naturalmente, todo isto implica a internacionalización de directrices, políticas e normas.

3.3. Obxectivos e Estratexias enerxéticas

A liberalización e apertura á competencia constitúe un feito opinable a nivel individual, pero escasamente discutible para os Estados e Rexións membros da UE, unha vez que os órganos representativos desta optaron por este proceso de resistematización. Neste senso formúlanse, a continuación, algunhas liñas de actuación para Galicia.

enerxética futura haberá menos números e máis conceptos e tendencias relacionadas cos activos intanxibles.

50

a) Desenvolvemento de estratexias que impulsen o coñecemento e comprensión do

Novo Sistema Enerxético, a eficaz xestión do mesmo polos consumidores e productores

e que faciliten o período de transición.

Faise cada vez máis necesaria unha reformulación cultural e estratéxica, que faga que a

sociedade galega (en especial os consumidores e os productores) entenda, asuma e se

comporte de acordo co feito seguinte: a enerxía é un recurso escaso e custoso, e cunha

grande importancia nos procesos de modernización, desenvolvemento e elevación do

nivel e calidade de vida. Con isto séntanse as bases para establecer unha relación

consistente entre eficiencia e aforro enerxéticos tanto nos procesos de producción,

transporte e distribución coma no consumo e aplicación da enerxía.

b) No escenario actual, os sistemas enerxéticos deben ser especialmente sensibles e

activos en materia de ambiente, tanto na reducción de impactos relacionados coa

producción, o transporte e distribución –obxectivo xa formulado no sistema anterior-, e

o consumo, como na utilización e procesado de residuos procedentes doutras

actividades.

Neste último senso, as novas tecnoloxías abren a posibilidade de converter a recollida e

eliminación de residuos, especialmente os urbanos e os agrarios, no eslabón dunha

cadea de xeración de enerxía capaz de reducir os custos e impactos ambientais dos ditos

residuos.

Igualmente debemos destacar a importancia da biomasa forestal derivada da limpeza

dos montes galegos, utilizada anteriormente como cama de gando reconvertida en

esterco, que, unha vez perdida a súa función tradicional, presenta problemas ambientais,

sobre todo relacionados cos incendios forestais. A dita biomasa, unha vez compactada,

convértese nunha materia prima enerxética autóctona, co que se contribúe a solucionar

problemas con dimensións forestais, ambientais e enerxéticos.

c) O aproveitamento de novas enerxías como recursos renovables compatibles cos

sistemas de desenvolvemento sostible e cun reducido impacto ambiental deberá ser

outro dos procesos a impulsar, especialmente nunha Comunidade cunha importante

dependencia enerxética do exterior. Neste senso requirirase un esforzo importante de

51

compatibilización dos obxectivos ambientais e conservacionistas cos económicos e

enerxéticos. Isto esixirá obxectivar o papel e tratamento das novas enerxías, nun

contexto internacional e competitivo, e a súa capacidade de contribución á cobertura da

demanda enerxética.

d) Outro dos sistemas de producción de enerxía que require un esforzo de adaptación

ás condiccións do sistema liberalizado e competitivo e a coxeración. Conceptualmente,

a coxeración supón unha mellora da eficiencia enerxética, pero na práctica faise

necesario evitar que sexa máis rendible a coxeración, como subproducto ou excedente

enerxético, cá xeración ou actividade principal das empresas que coxeran enerxía, xa

que, pola contra, estas actuacións converteranse en insostibles ou inaceptables para os

consumidores e os contribuíntes. Tanto uns coma outros perseguen unha minimización

de prezos enerxéticos ou de impostos. Obxectivos que tamén definen o sistema

liberalizado e competitivo.

e) Por último, na apertura cara a novos procedementos enerxéticos, económicos e

ambientais capaces de mellorar a competitividade e calidade do sistema enerxético

galego, pódese destacar a importancia do ciclo combinado, utilizando

fundamentalmente gas natural. As posibilidades de utilización deste sistema en Galicia

mellorarán sensiblemente coa entrada na Comunidade do gas canalizado.

Tanto neste senso coma na mellora do panorama enerxético global de Galicia, adquire

unha notable importancia estratéxica a localización, na comarca ferrolana, dunha Planta

de Regasificación. Fronte ó actual abastecemento con gas canalizado procedente de

Alxeria e Europa, en condicións moi dependentes de mercados de orixe concretos, a

Planta de Ferrol permitiría diversificar e seleccionar amplamente mercados de orixe, ó

substituír a canalización cara ó estranxeiro por buques como medio de transporte do gas.

Os avances nos procesos de liberalización, competencia e elección do subministrador no

escenario do gas en España e en Galicia van depender en gran medida da implantación

de plantas deste tipo, que permitan o acceso a mercados internacionais do gas moito

máis diversificados e competitivos. Por outra banda, a dita Planta tamén pode mellorar

en Galicia os custos relacionados coas actuais peaxes por transporte do gas canalizado.

Situación enerxéticade Galicia

4

55

4. SITUACIÓN ENERXÉTICA DE GALICIA

4.1. Enerxía primaria En capítulos precedentes deste libro destácase a importancia estratéxica que se atribúe á enerxía en canto factor de desenvolvemento, competitividade económica, e, en definitiva, mellora da calidade de vida. Neste senso constátase como, sobre todo nos países desenvolvidos, os poderes políticos tratan de adoptar medidas que aseguren a estabilidade na subministración enerxética, fomenten a competencia no sector e permitan unha explotación dos recursos que preserve o ambiente. O obxecto do presente capítulo é analizar a actual situación enerxética de Galicia, indicando cál é a orixe da súa enerxía primaria e cáles son as súas características cualitativas e cuantitativas, qué procesos productivos se desenvolven, cál é o consumo interno e qué productos se exportan. Todo isto co afán de ofrecer elementos de xuízo suficientes para deseñar as estratexias enerxéticas que resulten axeitadas.

4.1.1. Enerxía primaria de orixe autóctona As principais fontes de enerxía primaria en Galicia son o carbón, a auga (que se utiliza para a xeración de enerxía hidráulica), a biomasa, os residuos e o vento (enerxía eólica). No cadro que figura a continuación cuantifícase a achega de cada unha destas fontes no ano 1998. (A elección deste ano como referencia da situación, non supón cambio substancial ningún con calquera outro ano recente).

ENERXÍA PRIMARIA AUTÓCTONA

Producto Enerxético Ktep % Carbón 1.750 56,64

Hidráulica 635 20,55

Minihidráulica 35 1,13

Biomasa 330 10,67

Residuos 310 10,03

Eólica 30 0,98

Total 3 . 090 100 Tabla 9

56

Do cadro exposto pode destacarse a importancia do carbón por si só, e que este e a

enerxía hidráulica representan o 77,19% da enerxía primaria autóctona. A biomasa e os

residuos contribúen co 20,70%. As porcentaxes restantes, pouco significativas,

corresponden á enerxía eólica e á minihidráulica.

4.1.2. Enerxía primaria de orixe externa Galicia, ó igual cás rexións do seu contorno, necesita importar recursos de orixe fosil

para cubrir as necesidades da súa demanda enerxética. Tales importacións son,

fundamentalmente, de carbón e petróleo, como pode comprobarse na gráfica seguinte:

ENERXÍA PRIMARIA IMPORTADA Producto Enerxético Ktep %

Petróleo 6.400 80,20

Carbón 1.480 18,55

Electricidade 80 1,00

Gas 20 0,25

Total 7.980 100 Tabla 10

4.1.3. Total de enerxía primaria.

O total da enerxía primaria da que dispuxo Galicia en 1998 cifrouse en 11.070 ktep.

Segundo orixe Ktep %

Enerxía Primaria Autóctona

Enerxía Primaria Importada

3.090

7.980

27,92

72,08


Galicia importa, deste modo, case as ¾ partes dos recursos enerxéticos primarios que

utiliza, sendo apreciable a presencia do petróleo (que representa o 80,20% do total das

importacións e o 57,81% do total da enerxía primaria) e que vén, en boa parte, motivada

pola aplicación, practicamente exclusiva, deste combustible ós usos do transporte.

57

A distribución porcentual da enerxía primaria dispoñible é a seguinte:

TOTAL DE ENERXÍA PRIMARIA

Tabla 12

Como pode verse, a presencia do petróleo destaca sobre calquera outro producto enerxético. Tras el sitúase o carbón (autóctono e importado), que se consume nas centrais térmicas das Pontes e Meirama para a xeración de enerxía electrica. O carbón (autóctono e importado) representa o 29,17% do total da enerxía primaria galega. Deste xeito a achega de productos enerxéticos fósiles acadou un 87,16% en 1988, aínda que a participación do gas segue sendo escasa. O resto dos recursos enerxéticos primarios de Galicia son de orixe autóctona e de natureza renovable.

4.2. Rendemento dos procesos transformadores productivos

4.2.1. Termoeléctricos En Galicia hai tres grandes centrais eléctricas de xeración térmica que empregan combustibles de orixe fósil. A súa potencia total é de 2.420 MW e a súa producción, en 1998, foi de 1.100 ktep. As dúas centrais de maior tamaño, situadas nas Pontes (1.400

Producto Ktep %

Petróleo 6.400 57,81

Carbón 1.480 13,36


Impo

rtac

ión

Gas 20 0,18

Carbón 1.750 15,81


Minihidráulica 35 0,32

Biomasa 330 2,98

Residuos 310 2,81 Aut

ócto

na

Eólica 30 0,28

Total 11.070 100

58

MW) e Meirama (550 MW) consomen lignito pardo, procedente da mina a ceo aberto situada a pé de central, e hulla de importación. A terceira central, situada en Sabón (470 MW) utiliza fuelóleo13.

No referido ós procesos de coxeración, Galicia contaba en 1998 cunha potencia eléctrica instalada de 346 MW, e unha producción de 190 Ktep. En 1999, existían en Galicia 59 centrais de coxeración con motores, cunha potencia total de 438 MW e unha producción de 235 ktep de enerxía eléctrica. Os combustibles habitualmente utilizados neste tipo de instalacións son gasóleo, fuelóleo, gas natural e propano. Estas centrais ofrecen rendementos que oscilan entre un 60 e un 70%, superiores ós das centraies térmicas, ó permitir o aproveitamento simultáneo de electricidade e calor.

4.2.2. Hidráulicos Galicia dispoñía, en 1998, de 34 instalacións, cunha potencia total de 2.759 MW e unha xeración electrica de 635 ktep. O rendemento deste tipo de instalacións varía entre o 60 e o 95%, dependendo do tipo de turbina, da altura e da canle do río. Sen embargo, para efectos de balance enerxético, a enerxía electrica xerada nestas centrais considérase enerxía final, xa que non se teñen en conta as perdas ocasionadas nos procesos de transformación14.

4.2.3. Minihidráulicos

As centrais hidroeléctricas de potencia non superior a 10.000 KW denomínanse, convencionalmente, minicentrais e a enerxía que xeran, minihidráulica. O rendemento deste tipo de instalacións é moi similar ó das hidráulicas convencionais e ó igual ca nestas a súa producción depende da pluviosidade do período considerado.

13 Nas centrais térmicas a enerxía mecánica necesaria para xerar enerxía eléctrica obtense a partir do vapor producido pola ebulición de auga nunha caldeira. O vapor xerado (a alta presión) faise chegar a unha turbina para que na súa expansión sexa capaz de mover os álabes da máquina. Aínda que estas instalacións están dotadas con equipos de elevada productividade (caldeira, turbina, alternador e outros) o seu rendemento global non supera o 38% debido a que o ciclo termodinámico é moi pouco eficaz. 14 As centrais hidráulicas aproveitan a enerxía potencial e cinética dun curso de auga, transformándoa en enerxía eléctrica. Para isto, a masa de auga previamente embalsada condúcese a través dunha canalización cara a unha turbina, que normalmente está a pé de presa. A producción hidroeléctrica depende da pluviosidade do ano en cuestión e da potencia dos aproveitamentos hidráulicos é directamente proporcional ó caudal da auga.

59

Galicia conta na actualidade con 57 instalacións cunha potencia total de 115 MW e

cunha producción en 1998, de 35 ktep.

4.2.4. Biomasa 15

Galicia conta na actualidade con 4 centrais termoeléctricas que producen enerxía

eléctrica a partir de residuos de industrias de 1ª e 2ª transformación da madeira e

subproductos forestais. As ditas instalacións suman unha potencia total de 40 MW e

produciron 7 ktep de enerxía eléctrica en 1998. Os rendementos dos seus ciclos

termodinámicos son da orde de 26%. Por outra banda, o consumo de biomasa en Galicia

para a producción de enerxía térmica ascendeu a 294 ktep en 1998. O rendemento

global deste tipo de aproveitamentos (uso directo) é alto: 88% aproximadamente.

A estimación do rendemento ponderado, considerando os distintos procesos e productos

utilizados, é do 71%.

4.2.5. Residuos

En Galicia hai 3 centrais que producen enerxía electrica a partir de residuos de diversa

procedencia: lixivias negras, residuos Marpol e subproductos de refinería. Non obstante,

o combustible empregado varía en función da súa dispoñibilidade. Así, en momentos de

escaseza de residuos, é necesario utilizar derivados do petróleo para cubrir as

necesidades enerxéticas do ciclo productivo. En 1998 estas instalacións produciron, a

partir de residuos 64 ktep eléctricos e 167 ktep de calor, e, en 1999, 44 ktep de enerxía

eléctrica e 115 ktep de calor.

O rendemento destes aproveitamentos é moi variable, entre un 52 e un 73, dependendo

basicamente do tipo de tecnoloxía aplicada. O rendemento medio ponderado é dun 56,5%.

15 A biomasa está formada pola materia orgánica orixinada como consecuencia dos procesos biolóxicos. Son biomasa, por tanto, os productos da agricultura e a silvicultura, os residuos vexetais da agricultura, da silvicultura e da industria de producción de alimentos, os residuos de madeiras non tratadas e os residuos do cortiza. A lista é case interminable xa que vai desde o biogás ou os residuos forestais, ata os cultivos enerxéticos. Basicamente podemos dicir que hai dúas formas de aproveitar enerxeticamente a biomasa: mediante procesos termoquímicos e mediante procesos bioquímicos.

60

4.2.6. Eólicos16

En 1998 había en Galicia unha potencia eólica instalada de 257 MW que produciron 30 ktep. A producción en 1999 elevouse a 64 ktep e, en xaneiro de 2000, contábase xa cunha potencia total de 486 MW. Ó igual cá enerxía hidráulica, para os efectos de balance enerxético, a enerxía eólica considérase enerxía final, xa que desde a súa natureza inesgotable non se valoran as perdas dos procesos de tranformación. O aproveitamento deste tipo de enerxía evolucionou de forma espectacular nos últimos anos cunha mellora dos rendementos e unha rebaixa nos custos. Actualmente é a enerxía renovable con maior potencial de crecemento.

4.2.7. Solar, fotovoltaicos

A utilización máis estendida deste tipo de enerxía é a producción de auga quente sanitaria a baixa temperatura, mediante a utilización de colectores solares planos situados na epiderme dos edificios. Existen, sen embargo, outros sistemas que utilizan concentradores para acadar temperaturas máis altas, que poden chegar ata os 300 graos centígrados17. A enerxía solar fotovoltaica é un tipo de enerxía solar baseada na aplicación do denominado efecto fotovoltaico, que se produce pola incidencia da luz sobre certos materiais (semiconductores)18. Trátase dunha enerxía en certa maneira ilimitada e de escaso impacto ambiental. Sen embargo a tecnoloxía dispoñible na actualidade fai que o seu aproveitamento resulte custoso en comparación con outros recursos renovables. Por isto, a súa principal implicación é o abastecemento de vivendas illadas, repetidores de telefonía, bombeiros, así como a protección catódica de gasoductos.

16 Nos aeroxeradores a enerxía cinética de aire transfórmase, sucesivamente, en enerxía mecánica de rotación e enerxía eléctrica, polo movemento xiratorio das hélices situadas na parte superior e orientadas na dirección do vento. A enerxía eólica que os aeroxeradores son capaces de producir é directamente proporcional á densidade do aire, á superficie de captación e ó cubo da velocidade do vento. 17 Estes concentradores non son máis ca espellos cilíndricos ou parabólicos que concentran a radiación solar nun espacio reducido. Desta forma, ó acadar un fluído a maior temperatura, amplíase o abano de posibles aplicacións deste tipo de enerxía. 18 A dita incidencia produce unha diferencia de potencial susceptible de aproveitamento enerxético.

61

4.2.8. Maremotriz O aproveitamento da enerxía maremotriz resulta, hoxe en día, practicamente inviable,

tanto por razóns puramente tecnolóxicas como pola dimensión das instalacións que

serían necesarias (co conseguinte impacto ambiental) e os cuantiosos investimentos. A

todo uniríase que os “ratios” de rendibilidade serían, en calquera caso, baixos.

A enerxía das ondas presenta, en cambio, un potencial considerable. Os seus problemas

fundamentais son a pequena densidade de enerxía e a súa difícil explotación. Na

actualidade non se dispón de ningunha solución industrial que faga rendible o seu

aproveitamento. Non obstante o indubidable interese desta fonte de enerxía motivou a

realización de diversos estudios ó respecto en Galicia.

4.2.9. Xeotérmicos

Os recursos xeotérmicos que afloran á superficie poden ser utilizados para aplicacións

enerxéticas que non requiran temperaturas e caudais elevados. Ata o momento,

iniciáronse proxectos de aproveitamento para calefacción doméstica e quecemento de

auga en Ourense. O potencial hidrotérmico superficial en Galicia é de 30 MW19.

4.2.10. O petróleo e os seus derivados

Galicia conta cunha refinería de petróleo, reformada para permitir o procesado de crus

de distinta procedencia e natureza (desde os moi lixeiros ata os máis pesados) e

destinada á producción de fuelóleos, gasóleos desulfurados e gasolinas sen chumbo,

principalmente.

En 1998 procesáronse na refinería 5.625 ktep e importáronse 761 ktep de distintos

productos finais. Esta instalación procesou en 1999 4.950 ktep de cru e a importación

19 Para que, cos medios técnicos actualmente dispoñibles, se poida aproveitar este tipo de enerxía, precísase que a zona a explotar estea situada a unha profundidade accesible e que existan formacións xeolóxicas porosas, capaces de reter a auga, para poder extraer a calor.

62

ascendeu a 1.375 ktep. O rendemento do proceso de transformación do cru en productos

petrolíferos é da orde do 86%, considerándose un rendemento ponderado segundo os

distintos productos obtidos.

O cru de referencia en Europa é o Brent do Mar do Norte, debido a que a súa calidade é

media-alta. No cadro que figura a continuación indícase o rendemento dun barril “brent”.

PRODUCTO % - Fuel 27,32 - Gasóleo A 23,32 - Gasolina 95 14,98 - Gasolina 97 10,90 - Combustible avións reacción 10,77 - Gas 4,23 - Nafta parafínica 2,12 - Nafta aromática 2,12 - Butano 2,00 - Propano 1,89

1 barril=158,97 litros=42 galóns Tabla 13

Os productos resultantes da transformación do petróleo destínanse a moi diversos usos e

ofrecen diferentes redementos segundo o tipo de aplicación. A continuación, figuran os

rendementos medios asociados ós distintos productos e usos:

PRODUCTO USOS RENDIMENTOS MEDIOS (%)

- Gasolina Transporte 32 - Gasóleo Transporte 37 Calefacción 85 Coxeración 70 - Fuelóleo Producción de calor 83 Coxeración 70 - G.L.P. Producción de calor 98 Coxeración 75

Tabla 14

63

4.2.11. Gas Natural

O gas natural utilízase, fundamentalmente, en usos domésticos e industriais e constiúe a

solución máis atractiva para substituír ós derivados do petróleo na cobertura da demanda

final de enerxía, por canto é unha enerxía limpa e de utilización fácil e eficiente que non

presenta problemas de transporte, impacto ambiental o almacenamento.

Os rendementos en usos domésticos deste combustible oscilan entre o 98% (encimeiras)

e o 90% (combustión en caldeiras).

O gas utilízase nos sectores industriais e terciario, especialmente nas plantas de

coxeración (nas que ofrece rendementos do 75%) e nas caldeiras.

RENDEMENTOS PONDERADOS DOS PRODUCTOS

ENERXÉTICOS (ENERXÍA PRIMARIA)

Productos Rendementos medios (%)

Petróleo 86 Carbón de importación 38 Carbón autóctono 30 Electricidade 100 Auga 100 Biomasa 71 Residuos 80 Vento 100 Gas 85

Tabla 15

4.3. Enerxía dispoñible

Os productos enerxéticos primarios, unha vez transformados e dispostos para o

consumo final, ofrecen distintos rendementos segundo se utilicen para a xeración de

electricidade, calor en usos do transporte. Por isto, e para os efectos de clarificar a

dispoñibilidade de enerxía final, estímanse uns valores ponderados de eficiencia de cada

un dos recursos que se reflicten na seguinte táboa.

64

Producto E. Primaria(Ktep)

Rendemento estimado (%)

Perdas do sistema (Ktep)

Enerxía dispoñible

(Ktep)

Petróleo 6.400 86 900 5.500

Carbón 1.480 38 917 563

Electricidade 80 100 - 80

Impo

rtaci

ón

Gas 20 85 3 17

Carbón 1.750 30 1.223 527

Hidráulica 635 100 - 635

Minihidráulica 35 100 - 35

Biomasa 330 71 95 235

Residuos 310 80 62 248

Aut

ócto

no

Eólica 30 100 - 30

Total 11.070 71 3.200 7.870

Tabla 16

Como se pode apreciar, a eficiencia do noso sector enerxético no seu conxunto é dun 71%,

un valor relativamente elevado debido, en boa parte, á considerable achega dos productos

petrolíferos, cuns procesos transformadores que reportan unha alta rendibilidade.

O rendemento ponderado do sistema considerado na súa totalidade contrasta co da

xeración de enerxía eléctrica en centrais térmicas de carbón, que é inferior ó 38% (e que

varía segundo as mesturas do carbón para combustión).

A enerxía dispoñible, isto é a que serve ós usuarios para cubrir as súas demandas de

electricidade, calor e productos petrolíferos (estes últimos destinados maioritariamente ó

transporte), distribúese da seguinte forma:

Enerxía dispoñible

Producto Ktep %

Electricidade 2.070 26,3

Calor 1.250 15,9

Productos Petrolíferos 4.550 57,8

Total 7.870 100,0 Tabla 17

65

En termos de enerxía dispoñible, a importancia porcentual dos productos petrolíferos

segue sendo considerable (mantense o 57,8% que representaba no total da enerxía

primaria).

No que respecta á dispoñibilidade para a electricidade e calor, os productos enerxéticos

que se aplican son cualitativamente os mesmos que definen o mapa da enerxía primaria.

Orixe da enerxía dispoñible

Dispoñibilidade Producto Ktep % Procedencia %

Productos petrolíferos 950 28,6

Carbón 563 16,9

Electricidade 80 2,4 Electricidade 2.070 Ktep

Gas 17 0,5

Importación 48,4

Carbón 527 15,9


Minihidráulica 35 1,1 Autóctona 51,6

Biomasa 235 7,1

Calor 1.250 Ktep

Residuos 248 7,5

Electricidade+Calor=3.320 Ktep Eólica 30 0,9

Total 3.320 100 100

Tabla 18

Segundo a súa procedencia os productos de orixe autóctona, cun 51,6%, sobrepasan ós

de orixe foránea en 3,2 puntos porcentuais. Ademais, a dispoñibilidade enerxética para a

electricidade e calor maioritariamente de productos de orixe fósil (non renovables, polo

tanto) cunha porcentaxe do 61,9% do total.

Seguindo os criterios definitorios contidos no proxecto da directiva da UE relativa á

promoción da electricidade xerada a partir de FER20 no mercado interior da

electricidade a porcentaxe dispoñible de orixe marcadamente renovable, incluída a gran

hidráulica, é do 28,2%.

20 Fontes de enerxía renovable.

66

4.4. Consumo interno

En 1998, o consumo interno de electricidade, calor e productos petrolíferos foi de 4.300 ktep.

Consumo galego

Producto Ktep % Electricidade 1.200 27,9 Calor 1.250 29,1 Productos Petrolíferos 1.850 43,0


Como se viu, a enerxía dispoñible que ofrece Galicia para o seu uso en electricidade

e calor é dun 51,6% autóctona e nun 48,4% de importación. O fluxo enerxético dos

recursos autóctonos é o que figura a continuación.

Fluxo enerxético productos autóctonos para electricidade e calor

RENDEMENTO PERDAS ENERXÍA ENERXÍA PRIMARIA

ESTIMADO DO SISTEMA DISPOÑIBLE

CONSUMO GALEGO

Producto Ktep % % Ktep Ktep Producto Ktep

Carbón 1.750 56,64 30 1.223 527

Hidráulica 635 20,55 100 - 635

Minihidráulica 35 1,13 100 - 35

Electricidade 1.200

Biomasa 330 10,67 71 235

Residuos 310 10,03 80 95 248

Eólica 30 0,98 100 62 30

Calor 1.250

Total 3.090 100,00 55,34 1.380 1.710 2.450

Tabla 20

Galicia ten un déficit de 710 ktep de enerxía dispoñible para o seu consumo con

productos de orixe autóctona. Nun escenario co sistema productivo actual, o noso

déficit de enerxía primaria (para a electricidade e calor) ascendería a 1.160 ktep.

Galicia ten un grao de autoabastecemento para a electricidade e calor do 69,8%.

Considerando o total do noso consumo enerxético (incluídos pois os dos productos

petrolíferos) o grao de autoabastecemento é do 39,7%.

67

4.5. Exportación de productos enerxéticos

A capacidade de Galicia para xerar enerxía final a partir de recursos primarios,

autóctonos e importados, permite a exportación de enerxía. Neste ámbito, os derivados

do petróleo son os productos con maior presencia, a unha considerable distancia da

enerxía eléctrica.

Exportación

Producto Ktep %

Derivados do petróleo 2.700 75,6



A enerxía exportada representa o 45,40% do total da enerxía dispoñible que Galicia

achega ó mercado. Esta porcentaxe referida exclusivamente á enerxía eléctrica cífrase nun

42%. Todo isto confirma o carácter exportador de enerxía eléctrica final de Galicia,

posibilitado polo elevado volume das importacións de productos enerxéticos primarios e,

como xa se dixo, pola alta capacidade de transformación das centrais enerxéticas galegas.

É tamén interesante ter en conta o consumo galego de electricidade e calor e referenciar

a exportación a tal índice. Deste xeito obsérvase cómo a enerxía eléctrica exportada

supón o 26,2% da enerxía dispoñible que Galicia oferta para o consumo eléctrico e

calorífico. Isto é posible porque a demanda galega de calor é cuberta por productos non

eléctricos. Noutro caso as exportacións de enerxía eléctrica non serían viables.

No referente ós productos petrolíferos, resulta que o consumo galego é de 1.850 ktep,

no transporte e de 950 ktep para xeración de electricidade e calor. Isto permite exportar

o 49% (2.700 ktep) do total dos 5.500 ktep ofertados ó mercado.

Fluxo de productos petrolíferos

Importación (Ktep)

Rendementos (%)

Dispoñible (Ktep)

Destino (Ketp)

Electricidade+Calor 950 (17,4%)

Transporte Galego 1.850 (33,6%) 6.400 86 5.500

Exportación 2.700 (49,0%) Tabla 22

68

4.6. Consideracións sobre a situación enerxética actual

Mostrado o escenario enerxético de Galicia, no que se identificaron os productos que constitúen a achega de enerxía primaria e a procedencia desta (4.1), os procesos transformadores-productivos que se realizan con indicación dos distintos rendementos ponderados (4.2) e que permiten definir cáles son os productos dispoñibles e a contía dos mesmos (4.3), así como o seu destino final que estes teñen (consumo interno e exportación -4.4 e 4.5-) poden avanzarse algunhas consideracións básicas sobre o sector enerxético galego.

• No que respecta á enerxía primaria autóctona, existe unha alta dependencia do carbón (lignitos pardos), recurso non renovable, con tendencia ó esgotamento en 5-8 anos, e emisor, na súa combustión, de residuos á atmosfera.

• As enerxías renovables deben constituír o núcleo principal do desenvolvemento enerxético de Galicia. Requírense deste xeito incrementos significativos da súa achega como enerxías primarias que permitan diversificar as fontes da subministración, dar estabilidade ó sistema e adoptar unha certa estratexia na reducción da nosa factura enerxética e dependencia do exterior.

• Galicia ten que acudir inexcusablemente a enerxías primarias procedentes do exterior para cubrir as súas necesidades enerxéticas.

• A dependencia exterior é, case exclusivamente, de petróleo e carbón, figurando, na actualidade, a gran distancia o gas natural.

• A dependencia exterior debe diversificarse mellorando a presencia cualitativa e cuantitativa do gas natural.

• Os procesos transformadores productivos deben mellorar os seus parámetros de rendemento, ó longo de toda a cadea de fluxos.

• Galicia xestiona unha importante cantidade de productos enerxéticos primarios, debido á gran capacidade de transformación das súas instalacións, o que lle permite exportar productos enerxéticos eléctricos e derivados do petróleo para consumo final.

Estas consideracións, xunto con outras de carácter ambiental, socio-económico, ou simplemente técnicas deben configurar un escenario no que a cobertura da demanda enerxética sexa compatible co desenvolvemento sostible.

Galicia e o seu futuroenerxético. Estratexias e

líñas de actuación5

71

5. GALICIA E O SEU FUTURO ENERXÉTICO:

ESTRATEXIAS E LIÑAS DE ACTUACIÓN

Nun escenario enerxético practicamente liberalizado e tendente a unha globalización total do mercado, cómpre, máis ca nunca analizar a dispoñibilidade de recursos enerxéticos da nosa Comunidade. Neste senso é obvia a conveniencia de administrar con eficacia os recursos enerxéticos, un ben básico do que dependen o benestar social, a competitividade das empresas e o futuro dun país. Galicia é unha rexión con gran capacidade de transformación de recursos, tanto autóctonos coma de importación. Se ben algúns deles teñen un potencial dispoñible limitado, outros, coma os renovables, haberán de identificarse polo seu potencial neto tecnicamente aproveitable, xa que deben terse en conta as limitacións tecnolóxicas, sociais e ambientais que lles afectan. Nos seguintes apartados examinarase o “dispoñible interior bruto” de recursos analizándose dentro do máis amplo concepto de desenvolvemento sostible, a conveniencia de manter un equilibrio razoable entre o aproveitamento dos mesmos, a demanda enerxética e o ambiente. A cuantificación de “reservas” e “explotación” faise en unidades enerxéticas (ktep), para tratar de identificar, mediante un valor de producción anual, o parque de potencia sostible durante un período medio de explotación de cada un dos diferentes procesos de transformación. Deste xeito, os valores da “enerxía dispoñible” (electricidade, calor, productos petrolíferos, etc) expresaranse sempre en ktep. Na próxima década a demanda de enerxía en Galicia tenderá a crecer a un ritmo similar ó actual. Para moderar este crecemento sen que se vexan afectados os consumidores, será necesario poñer a disposición de todos os cidadáns a máxima información, que lles permita elixir a tecnoloxía máis eficiente, a oferta enerxética máis vantaxosa e modificar os seus hábitos de consumo. De non ser así, aumentará a nosa dependencia enerxética do exterior e ademais intensificaranse os problemas ambientais. Atendendo por un lado ós crecementos económicos e por outro á adopción dunha política enerxética que fomente o aforro e o uso racional da enerxía, cífrase a demanda enerxética para o ano 2005 en 4.650 ktep e para o ano 2010 en 5.400 ktep.

72

A continuación, analízanse os diferentes campos de actuación nos cales parece

conveniente incidir para conseguir un sistema enerxético caracterizado pola seguridade

de aprovisionamiento, a calidade da subministración e a protección do ambiente.

5.1. Capacidade de Xestión

Como xa vimos no capítulo 4, Galicia xestionou en 1998 máis de 11.000 ktep de

enerxía primaria, o que representa un 10% do total xestionado a nivel nacional e case un

1% do total da UE.

O sector enerxético ten para Galicia, como para calquera outra rexión do seu contorno,

un considerable valor estratéxico, non en van, representa máis dun 8% do PIB galego e

máis do 25% do valor engadido da súa industria, o que obriga a fortalecer as

infraestructuras enerxéticas, incrementando a taxa de autoabastecemento e procurando

un marco estable e diverso de participación de recursos.

No horizonte do 2010 prevese que o actual escenario de xestión enerxética incremente un

34% e un 71% respectivamente a xeración de enerxía e a potencia instalada.

5.2. Dependencia e diversificación

A actual estructura enerxética galega presenta unha forte dependencia do petróleo,

especialmente polo carácter case insubstituíble deste recurso no sector do transporte.

Este sempre será un límite á hora de minimizar a súa dependencia. Non obstante, parece

interesante aumentar as cotas de consumo doutros combustibles, en especial gas natural,

o que permitirá diversificar as nosas fontes enerxéticas ó tempo que proporciona

importantes vantaxes ambientais e sociais.

5.2.1. Os recursos autóctonos Galicia dispón dunha importante variedade de recursos enerxéticos non renovables

(lignitos pardos) e renovables (auga, vento, biomasa e sol, fundamentalmente). Isto dálle

unha vantaxe importante á hora de definir políticas e plans de actuación enerxéticos.

73

O esgotamento dos lignitos, empuxa inexcusablemente a centrar esforzos no

desenvolvemento das enerxías renovables e en especial daquelas en que o noso potencial

é maior e que teñan madurez tecnolóxica que permita o seu aproveitamento económico.

- Recursos fósiles. Carbón

Os depósitos das Pontes e Meirama achegan 527 ktep na actualidade, se ben é

constatable unha tendencia á baixa, polo esgotamento das minas en explotación.

A explotación do carbón, como recurso enerxético, presenta nestes momentos

problemas considerables de índole ambiental, social e tecnolóxica. Sen embargo, non se

pode esquecer o valor estratéxico que a súa reserva pode ter no futuro, como

consecuencia da evolución da demanda enerxética, podendo incluso proporcionar unha

certa independencia do exterior. Ademais convén ter presente a situación xeopolítica

pola que atravesan moitos dos países con maior dispoñibilidade de enerxía primaria.

O esgotamento dos depósitos e a necesidade de reducir o impacto ambiental da

utilización do carbón vén obriga a súa importación (Indonesia, Wyoming, Sudáfrica,

Rusia...) e á dotación de infraestrucuturas que posibiliten o seu aproveitamento nas

principais centrais galegas.

No gráfico 5.1 contémplase un escenario de xeración no que a utilización de carbón

autóctono é practicamente inexistente, estimándose unhas reservas de 250 ktep

correspondentes ó depósito da Limia (Ourense). A explotación deste recurso resulta

tremendamente difícil por motivos económicos e o seu baixo poder calorífico.

CARBÓN AUTÓCTONO

527250

0

2500500

1000

1998 2010

ANO

ktep

Reservas

En explotación

Gráfico 5.1

74

- Recursos renovables

Sempre que se fala destes recursos convén diferenciar entre o seu potencial dispoñible e

o seu potencial tecnicamente aproveitable, xa que se ben é certo que son inesgotables, o

seu aproveitamento está limitado polo desenvolvemento tecnolóxico e os

condicionantes ambientais.

a) Biomasa

A biomasa, cun consumo anual de 330 ktep, desempeña en Galicia un importante papel

como fonte enerxética en diversas aplicacións, tanto industriais coma domésticas, sendo

a Comunidade española con maior potencial de residuos forestais e, na actualidade, a

segunda con maior consumo de biomasa. Diversos estudios confirman a existencia dun

potencial aproveitable duns 350 ktep, dos cales 70 ktep serían para producción final de

enerxía eléctrica.

Actualmente hai instaladas en Galicia varias industrias con plantas de xeración de calor

e electricidade a partir de biomasa, que xunto co consumo doméstico representa unha

producción enerxética de 235 ktep.

Durante 1999, con obxecto de avaliar as posibilidades de subministración de biomasa en

condicións sostidas de cantidade e prezo para alimentar unha central termoeléctrica,

elaborouse un inventario dos recursos de biomasa residual procedentes dos sistemas

forestais e dos subproductos de primeira e segunda transformación da madeira na zona

norte das provincias da Coruña e Lugo. A análise dos resultados confirma a viabilidade

técnico - económica dunha planta termoeléctrica de 10 MW aínda que existen recursos

suficientes para instalar unha central de 40 MW.

Preténdese ademais que o dito proxecto contribúa a desenvolver una “plan de

aproveitamento enerxético da biomasa” en Galicia, que axude a xerar uns niveis de

emprego locais importantes, á vez que lle dea un novo sentido ó coidado dos nosos montes.

75

BIOMASA

235 280

248 203

0

200

400

600

1998 2010ANO

ktep Reservas

En explotación

Grafico 5.2

O crecemento (45 ktep) reflectido no gráfico 5.2, responde, por un lado ó incremento da potencia instalada (93 MW) nos procesos de valorización enerxética, e por outro a un esperable descenso da súa utilización para usos domésticos e industriais, motivado pola escasa eficiencia dos procesos de transformación e a futura utilización de combustibles alternativos. b) Hidráulica e minihidráulica Galicia dispón dun parque hidráulico de grande importancia no contexto nacional. Isto asegúralle unha certa estabilidade favorecida polas condicións climáticas (pluviosidade) nun marco (o das enerxías renovables) relativamente inestable. Na actualidade cóntase con 34 instalacións de máis de 10 MW cunha potencia global de 2.759 MW, cunha achega aproximada de 635 ktep e cun potencial neto tecnicamente aproveitable que representaría unha contribución adicional de 25 ktep. Dentro dos recursos hidráulicos, disponse dun potencial importante no campo da minihidráulica. Estando catalogadas 731 concesións de auga; delas 57 están actualmente en explotación, cunha potencia instalada de 115 MW e unha achega enerxética anual de 35 ktep. Distintos estudios mostran a viabilidade de máis de 300 MW, o que representaría unha reserva dispoñible de 185 MW cunha producción de 70 ktep de enerxía final. Malia a dispoñer dun potencial hidráulico significativo sen aproveitar, débese valorar o impacto que unha instalación destas características supón social e ambientalmente. En tal sentido, o crecemento esperado nos próximos anos en instalacións maiores de 10 MW é practicamente nulo, ó tempo que cabe esperar un crecemento moderado da minihidrúlica, cifrado cara ó ano 2010 en 100 MW de potencia, cunha xeración de 30 ktep.

76

HIDRÁULICA

670 620

105 65

0200400600800

1000

1998 2010

ANO

ktep Reservas

En explotación

Gráfico 5.3

(*) A diminución que se reflicte na producción hidraúlica é consecuencia de tomar como

referencia valores de aproveitamentos anuais medios que se valoran en 590 ktep.

c) Eólico Ó amparo do Decreto 205/1995 da Xunta de Galicia, aprobáronse catorce plans eólicos estratéxicos a outras tantas empresas promotoras, que supoñen un investimento de máis de 400.000 millones de pesetas e unha potencia de 3.000 MW. A achega deste recurso en 1998 cunha potencia instalada de 257 MW foi de 30 ktep; na actualidade ascende xa, a uns 120 ktep, dentro dun potencial dispoñible duns 1.500 ktep. Estes datos confirman a progresión que ten esta enerxía en Galicia.

A instalación dos 3.000 MW previstos supoñerá unha “enerxía final dispoñible” en forma de electricidade aproximada de 700 ktep.

EÓLICA

700

830

30

1.500

0500

100015002000

1998 2010

ANO

ktep Reservas

En explotación

Grafico 5.4

*

77

d) Solar Os niveis de radiación solar en Galicia non son moi altos: entre 3,4 e 4,4 kWh/m2 de media diaria, fronte ós máis de 5 kWh/m2 do Sur de España. Non obstante, xa se realizaron unha serie de experiencias e pequenas instalacións ó longo da xeografía galega.

A superficie de paneis solares térmicos instalada en Galicia é duns 1.250 m2, fronte a un total de 300.000 m2 en España. En canto a paneis solares fotovoltaicos, a potencia instalada en Galicia é de 53 kW, fronte a 3.953 kW en toda España. Como se pode apreciar, as cifras son moi modestas.

Dada a situación actual de desenvolvemento na que se atopan as tecnoloxías de aproveitamento solar con fins enerxéticos e aínda que se poida falar dun potencial dispoñible definido segundo os ratios expostos anteriormente, non é prudente fixar un valor de “potencial neto dispoñible”.

De cara ó futuro, e en vivendas e explotación illadas da rede de subministración eléctrica, promoverase a utilización deste tipo de enerxía especialmente nas aplicacións da auga quente sanitaria (AQS) e electricidade, incluso mediante sistemas híbridos con outras formas de xeración (eólico, diesel, etc.) De todas as formas a súa futura incidencia na xeración e achega de enerxías renovables será pouco significativa.

e) Outras aplicacións enerxéticas A reciclaxe dos residuos é hoxe en día un labor prioritario na política ambiental. Neste sentido a valorización enerxética dos residuos contémplase como unha opción aceptada pola Unión Europea. Entre os productos de maior aplicación nestes procesos de valorización encóntranse os RSU. Galicia conta cun proxecto de xestión de residuos sólidos de carácter integral, que contempla unha unidade de combustión controlada, co fin de minimizar as emisións por debaixo dos límites marcados pola UE. Este proceso permite producir enerxía eléctrica a partir do poder calorífico dun producto combustible (que pode acadar as 2.100 kcal./kg) cunha dispoñibilidade de aproximadamente 657.000 Tm/ano, o que representará no horizonte do 2010, unha achega enerxética de 35 ktep e unha potencia instalada de 50 MW.

78

A achega procedente doutras aplicacións enerxéticas, maioritariamente residuos achegan

248 ktep, podéndose estimar un “potencial neto dispoñible” duns 100 ktep.

OUTRAS APLICAC. ENERXÉTICAS

248 316

100 32

0100200300400

1998 2010

ANO

ktep Reservas

En explotación

Grafico 5.5

O incremento nestes aproveitamentos de 68 ktep, reflectido na gráfica 5.5, derívase da posta en marcha da planta de Sogama e da valorización enerxética asociada ós tratamentos de pneumáticos, aceites, coxeracións ambientais e outros residuos.

5.2.2. Os recursos externos

a) Petróleo

A existencia na nosa Comunidade dunha refinería situada na Coruña confírelle unha presencia significativa na xestión de recursos enerxéticos a nivel nacional, destinándose os productos transformados, tanto ó mercado interior coma ó exterior. A refinería está capacitada para procesar crus de distinta procedencia, desde os moi lixeiros ata os pesados, e orientouse á producción de productos medios, lixeiros e desulfurados e de gasolinas sen chumbo.

A construcción e posta en servicio dun oleoducto entre a refinería da Coruña e un centro de recepción de combustibles, situado en Vigo, reduciu os custos de distribución e desconxestionou as principais vías de comunicación entrambas cidades. Galicia xestiona 5.500 ktep de enerxía final, destinando o 49% ó mercado nacional de productos petrolíferos maioritariamente para o transporte e a porcentaxe restante, á demanda de consumo interno, transporte (33,6%) e enerxía final en forma de calor e electricidade (17,4%).

79

A participación dos productos petrolíferos na enerxía primaria que se xestiona en

Galicia sitúase no 58% (similar á media nacional), polo que a diversificación debe

supoñer a busca de recursos alternativos ó mesmo nos seus diferentes usos.

As perspectivas por reducir a presencia dos productos petrolíferos no consumo de

enerxía primaria son prometedoras, non só polo crecemento doutras fontes de enerxía,

senón pola progresiva evolución tecnolóxica (pilas de combustible, gas natural licuado e

hidróxeno fundamentalmente)

A presencia de novos materiais no mercado posibilitará mellorar os rendementos dos

ciclos termodinámicos, o que permitirá reducir considerablemente o consumo de

productos derivados do petróleo e ó mesmo tempo, diminuír a súa dependencia.

Entre tanto, as primeiras actuacións estanse realizando sobre o consumo final de

enerxía, fomentando a substitución dos derivados do petróleo por gas natural e outras

fontes renovables de enerxía.

b) Carbón

A utilización de carbón de importación é significativa; a súa achega é de

aproximadamente de 563 ktep, cifra similar á obtida do carbón autóctono.

O esgotamento dos actuais depósitos de lignito das Pontes e Meirama, obrigará no

horizonte do 2008 a importar todo o carbón que se consome na actualidade nas ditas

centrais termoeléctricas.

c) Gas

O desenvolvemento do gas natural acométese dun modo integral; é dicir, mediante un sistema

de distribución estendido xeograficamente, de forma que poida utilizarse en todos os

segmentos de mercado: doméstico, comercial, institucional, industrial, coxeración de calor e

electricidade, xeración de enerxía eléctrica mediante ciclos combinados e, eventualmente,

aplicacións petroquímicas; a diferencia doutras rexións, ou áreas xeográficas, nas que a súa

utilización se circunscribía exclusivamente a determinadas aplicacións.

80

En 1998 a achega deste recurso enerxético era pouco significativa (17 ktep), sen

embargo durante 1999 o gas natural experimentou un incremento de consumo

importante, cunha achega de 106 ktep, dos cales 24 ktep (22,6%) destináronse ós

sectores doméstico e comercial e os restantes 82 ktep ó sector industrial.

O gas natural aparece en Galicia coma no resto de Europa como a solución máis

atractiva para atender os incrementos da demanda final e substituír parcialmente ós

productos petrolíferos. Particularmente nos procesos de xeración eléctrica ofrece

melloras globais como consecuencia das súas vantaxes económicas, de rendemento e

ambientais, estendéndose a súa utilización a sistemas de coxeración tanto no sector

industrial como no terciario.

5.3. Aforro e eficiencia enerxética

O aforro e eficiencia enerxética son os piares sobre os que se apoia a xestión enerxética para

reducir o consumo final de enerxía e consecuentemente diminuír o seu impacto ambiental.

Os sectores domésticos, comercial e industrial presentan en Galicia uns consumos

específicos elevados e unha forte dependencia (ó igual có resto de rexións de Europa) dos

productos petrolíferos, e a tendencia é que a demanda de enerxía aumentará nos próximos

anos a unha taxa media de crecemento anual do 2%, o que obriga quizais hoxe máis ca

nunca a fomentar políticas de aforro e eficiencia enerxética que contribúan a diminuír a

demanda de enerxía final sen mermar os niveis da actividade económica e calidade de vida.

Entre as accións a realizar, destacan:

• Auditorías enerxéticas nos sectores industriais, comercial e institucional

que permitan reducir os consumos específicos.

• Estudios sectoriais que melloren os rendementos dos procesos productivos

e aconsellen a substitución de equipos por outros de maior eficiencia enerxética.

• Diversificar fontes enerxéticas evitando a forte dependencia do petróleo.

• Desenvolvemento de proxectos de coxeración e trixeración mellorando a

competitividade da empresa ou institución onde se instalen.

81

• Formación de coordinadores enerxéticos que manteñan en óptimas

condicións as instalacións de transporte e consumo de enerxía.

• A certificación enerxética de vivendas para limitar as emisión de CO2

mediante a mellora da eficiencia enerxética das nosas vivendas.

• Mellora dos hábitos de consumo, mediante campañas de sensibilización e

motivación sobre o aforro de enerxía.

Estas medidas (desenvolvidas máis detalladamente no capítulo 9) intensificarán as

actuacións en materia de aforro e eficiencia enerxética para moderar o consumo

enerxético e consecuentemente protexer o ambiente.

5.4. Escenarios de enerxía e potencia

Para unha visión global do período contemplado (2000-2010), tomansen como

referencia datos dos anos 1998 e 1999 que permiten reflectir evolucións, variacións e

tendencias que presentan determinados recursos.

Consumo, Producción e Reservas ano 1998 (Electricidade e Calor)

248 235 30 35 635 527

1.710 2.450

1.610 870

105 248

1.500

70

25 250

- 500

1.000 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500

CONSUMO EEXPORTACIÓN

ENERXÍA GALEGA EEXTERIOR

CARBÓN HIDRÁULICA MINIHIDRÁULICA EÓLICA BIOMASA OUTRASAPLICACIÓNSENERXÉTICAS

Gráfico 5.6

ktep

RESERVAS

EXTERNO

GALEGO

A columna “consumo e exportación” mostra o consumo interno en electricidade e calor

(azul) e a electricidade que se exporta (verde).

A columna “enerxía galega e exterior” mostra a producción de orixe autóctona (azul) e a

de importación (verde), ambas referidas a calor e electricidade.

82

A producción autóctona procede de recursos carboníferos, embalses, pequenas centrais

hidroeléctricas, eólicos, así coma electricidade e calor obtidas da biomasa e doutras

aplicacións enerxéticas.

Tal e como se reflicte no gráfico 5.6 a taxa de autoabastecemento cos nosos recursos era

en 1998 dun 70%, presentándose a enerxía eólica coma o recurso autóctono máis

contrastado e con maior capacidade de desenvolvemento.


2.946 1.551

562 526 32 64 128 238

824

2.219

250 25

70

1.466

248 100 -

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

CONSUMO EEXPORTACIÓN

ENERXÍA GALEGA EEXTERIOR

CARBÓN HIDRÁULICA MINIHIDRÁULICA EÓLICA BIOMASA OUTRAS APLICACIÓNSENERXÉTICASGráfico 5.7

ktep

RESERVASEXTERNOGALEGO

Como se pode observar no gráfico 5.7. a taxa de autoabastecemento en 1999 sitúase no

53%, o que demostra a importancia da enerxía hidráulica no escenario final e que o seu

descenso leva sempre asociado unha maior achega das centrais térmicas e,

consecuentemente unha maior utilización de recursos externos.

Outros indicadores importantes son o crecemento que vén experimentando a enerxía

eólica, no marco da estabilidade ofrecida polo PEEG e o retroceso que vén sufrindo a

utilización da biomasa no sector doméstico e na pequena e mediana industria.

En canto ás previsións de consumo, producción e explotación autóctonos para o ano

2010, o gráfico 5.8. reflicte un sostemento da nosa taxa de autoconsumo (53%) e un

importante desenvolvemento da nosa capacidade de xestión enerxética.

83


- 316

3.492 1.836

525 65 700

280

2.152

3.808

250 25

37

830

203 32 -

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

CONSUMO E EXPORTACIÓN ENERXÍA GALEGA E EXTERIOR CARBÓN HIDRÁULICA MINIHIDRÁULICA EÓLICA BIOMASA OUTRAS APLICACIÓNSENERXÉTICASGráfico 5.8

ktep

RESERVAS

EXTERNO

GALEGO

As previsión de crecemento da demanda enerxética indican a necesidade de adoptar

medidas en materia de aforro e eficiencia enerxética.

Ó mesmo tempo o esgotamento do carbón autóctono en explotación e o feito de

considerar valores medios para a estimación da achega hidráulica, aconsella realizar

importantes esforzos para o aproveitamento doutros recursos autóctonos e renovables,

co fin de, polo menos, manter as actuais cotas de autoabastecemento enerxético.

Débese salientar o incremento esperado da potencia de xeración eléctrica, como

consecuencia da entrada en funcionamento dos ciclos combinados das centrais das

Pontes e Sabón que reflicte a evolución da capacidade de xestión enerxética de Galicia.

Potencia Instalada (MW) 1998, 1999 e 2010. Enerxía 2010 (ktep)

257

40

41

115 49

0

40

41 21

5

3.00

0

93

126

65

700

280

115

2.75

9

735

1.95

0

2.75

9

824

1.95

0

2.75

9

1.97

6

1.95

0

316

525

1.10

0 1.46

2

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

CARBÓN PROD. PETR., GAS NATURAL HIDRÁULICA MINIHIDRÁULICA EÓLICA BIOMASA OUTRAS APLICACIONESENERGÉTICAS

Gráfico 5.9

MW

, kte

p

Potencia 1998

Potencia 1999

Potencia 2010

Enerxía 2010

A modo de resumo, o gráfico 5.9, amosa o futuro escenario enerxético para o 2010,

tendo en todo momento presente a potencia eléctrica instalada, se ben se debe indicar

que a potencia non garda relación directa coa enerxía producida, xa que as horas de

funcionamiento anual das instalacións non son as mesmas.

Infraestructuraeléctrica

6

87

6. INFRAESTRUCTURA ELÉCTRICA

6.1. Xeración

Antes de afondar sobre a xeración da enerxía eléctrica, convén deterse para comprender o escenario actual de xeración en Galicia. Na seguinte táboa podemos observar a composición da potencia instalada e a enerxía producida en Galicia nos anos 1998 e 1999 (provisoria), indicando que a potencia non garda unha relación directa coa enerxía producida, xa que as horas de funcionamento anuais das distintas instalacións non son as mesmas.

1998 1999

TIPO DE XERACIÓN

POTENCIA INSTALADA

(MW)

PRODUCCIÓNELECTRICA

(Ktep)

POTENCIA INSTALADA

(MW)

PRODUCCIÓN ELECTRICA

(Ktep)

TERMOELÉCTRICA 2.420 1.100 2.420 1.178

RENOVABLES 3.131 700 3.361 622

COXERACIÓN 346 190 438 235

TOTAL 5.897 1.990 6.219 2.035

* A biomasa e residuos se inclúense en coxeración. Tabla 23

Da táboa anterior dedúcese que máis da metade da potencia instalada correspóndese con enerxías limpas ou alternativas (incluíndo dentro deste grupo as grandes instalacións hidráulicas).

6.1.1. Centrais termoeléctricas

En Galicia hai actualmente tres grandes centrais de xeración térmica:

a) Central Térmica das Pontes: pertencente ó grupo Endesa, ten 1.400 MW (4 grupos de 350 MW) de potencia instalada. É a maior central térmica de España en canto a producción e tan só dúas plantas nucleares a superan en capacidade de xerar electricidade. Actualmente utiliza como combustible hulla subbituminosa de importación e lignito pardo procedente da mina a ceo aberto situada a pé da central. Estas instalacións constitúen o maior centro mineiro-eléctrico de España, tanto en dimensións como en producción de lignito e de enerxía eléctrica.

88

b) Central Térmica de Meirama: pertence ó grupo Unión Fenosa e ten unha potencia de 550 MW (1 grupo de 550 MW). Utiliza como combustible o lignito procedente da mina de Limeisa e, como complemento para reducir o impacto ambiental emprégase actualmente carbón importado de baixo contido en xofre.

c) Central Térmica de Sabón: pertence ó grupo Unión Fenosa e ten unha potencia de 470 MW (1 x 120 + 1 x 350). Emprega como combustible fuelóleo. Presenta un funcionamento intermitente, dado o elevado custo de xeración, conectando unicamente a rede eléctrica nos momentos nos que é necesario para o mantemento da calidade da subministración. No seguinte cadro resúmense os datos máis significativos das tres centrais correspondentes a 1999:

NOME EMPRESA POTENCIA (MW)

GRUPOS COMBUSTIBLE PRODUCCIÓN (Ktep)

AS PONTES ENDESA 1.400 4 x 350 Lignitos e hulla import. 872 MEIRAMA U. FENOSA 550 1 x 550 Lignitos e hulla import. 266 SABÓN U. FENOSA 470 1x120+1x350 Fuelóleo 40

TOTAL 2.420 1.178

Tabla 24

Composición físico-química dos carbóns utilizados na C.T. das Pontes (ano 1999)

Lignito pardo Hulla subbituminosa

- Análise inmediata: - Auga (%) - Cinzas (%) - Elementos volátiles (%)

37,09 26,24 21,03

25,50 2,09

35,05 - Análise elemental (libre de auga e cinzas): - Carbono (%) - Hidróxeno (%) - Osíxeno (%) - Nitróxeno (%) - Xofre (%)

62,80 5,59

22,91 0,95 7,74

73,19 5,10 20,6 0,93 0,18

- P.C.I. (kcal/kg) 1.834 4.798

- Procedencia As Pontes Indonesia e Wyoming

- Carbón consumido (Tm/ano) 5.842.288 2.872.611

Tabla 25

89

Composición físico-química dos carbóns utilizados na C.T. de Meirama (ano 1999)

Lignito Hulla Subbituminosa

Carbono (%) Hidróxeno (%) Nitróxeno (%) Osíxeno (%) Xofre (%) Cinza (%) Humidade (%)

24,48 1,93 0,38 7,54 1,28 12,5

51,88

66,44 3,53 1,48 6,57 0,53

13,29 8,16

51,99 3,54 0,68

15,22 0,12 1,51

26,94 PCS (kcal/kg) PCI (kcal/kg)

2.255 1.879

6.272 6.040

5.014 4.688

Consumo Tm/ano 3.013.884 300.234 183.250

P.C.S. = Poder Calorífico Superior P.C.I. = Poder Calorífico Inferior Tabla 26 Das táboas anteriores dedúcese que o carbón importado ten o dobre de poder calorífico e contén menos substancias contaminantes.

A) Rendementos dos ciclos termodinámicos

Este tipo de instalacións estan constituídas por equipos de elevado rendemento (caldeira, turbina, alternador, etc.), sen embargo o seu “rendemento global” non supera o 35% sobre o Poder Calorífico Superior (P.C.S.), debido a que o ciclo termodinámico é moi pouco eficaz. A continuación preséntanse os resultados dos ensaios de rendementos oficiais relizados nas ditas centrais. En todos os casos refírense ó Rendemento Neto, calculado sobre o Poder Calorífico Superior do combustible e referido á Potencia Nominal.

C.T. AS PONTES

C.T. MEIRAMA

C.T. SABÓN

- Tipo de combustible Lignito Pardo Lignito Pardo Fuelóleo - P.C.S. do carbón (kcal/kg) 2.193 2.212 10.240 - Número de grupo 4 1 2 - Potencia nominal (MW) 350 550 350 - Potencia Neta (MW) 331,9 525,5 335,8 - Rendemento de caldeiras (s/PCS) (%) 70 71 86 - Consumo específico neto (s/PCS) (kcal/kWh) 2.973 2.992 2.478 - Rendemento Neto Grupo (s/PCS) (%) 28,93 28,74 34,71

90

O baixo rendemento destas instalacións vén determinado fundamentalmente por dúas razóns técnicas:

As importantes perdas de calor que continuamente se botan fóra do ciclo coa auga de refrixeración.

As perdas de calor nos fumes de caldeira. Loxicamente á hora de intentar mellorar o rendemento dos ciclos termodinámicos inténtanse reducir as ditas perdas, pero na actualidade é practicamente imposible, polo que se intentan instalar equipos cuns rendementos que sexan os máis altos posibles co fin de eliminar ó máximo calquera outro tipo de perdas distintas ás comentadas anteriormente.

B) Réxime económico No actual Sistema de Xeración Eléctrica estas centrais están incluídas no Mercado de Ofertas (Pool). O prezo da enerxía que cobre a demanda dos consumidores determínase no mercado de producción polo sistema de ofertas e prezos horarios, debendo cada empresa productora, comunicar cada día as condicións de cantidade e prezo ás que está disposta a vender a electricidade das súas instalacións en cada unha das vintecatro horas do día seguinte. Unha vez recibidas as ofertas de todos os productores, defínese, para cada hora do día, a entrada en funcionamento das instalacións de producción en función do prezo ó que estas ofrecesen a súa enerxía, é dicir, dando prioridade de maneira sucesiva ás que ofrecen a electricidade máis barata, ata cubrir a totalidade da demanda. As centrais que ofrecen a súa electricidade a un prezo superior ó da última instalación necesaria para atender a demanda de cada hora, non son seleccionadas para funcionar. Este sistema de ofertas competitivas é un importante incentivo para reducir o prezo da electricidade, xa que os xeradores tratarán de ofrecer a súa enerxía ó prezo máis baixo que lles sexa posible, co fin de asegurarse que as súas centrais sexan seleccionadas para funcionar.

C) Impacto ambiental Desde unha formulación ampla haberá que considerar en primeiro lugar os efectos ambientais ó queimar este na propia central e en segundo lugar a contaminación na obtención do combustible (minería e extracción).

91

Na producción de electricidade, os combustibles fósiles emiten na súa combustión unha

serie de productos que, de forma resumida, podemos analizar no seguinte cadro.

EMISIÓN DE CONTAMINANTES EN CENTRAIS TÉRMICAS Miles de toneladas/ano (Central de 1.000 MW)

CONTAMINANTE CARBON FUEL GAS

- Partículas 5 0,8 0,5 - Óxidos de xofre 150 60 0,015 - Oxidos de nitróxeno 23 25 13 - Monóxido de carbono 0,25 0,009 Despreciable - Hidrocarburos 0,5 0,7 Despreciable

Como consecuencia da intensa utilización de combustibles fósiles prodúcese unha maior

concentración de dióxido de carbono (CO2) na atmosfera, que contribúe a producir o

denominado “efecto invernadoiro”, principal causante do cambio climático que provoca o

aumento da temperatura ambiental. As altas concentracións de CO2 aínda permiten que a

radiación solar chegue á Terra, impiden que parte daquela poida volver ó espacio, sendo

reflectida novamente e, polo tanto, facilitando un cambio do clima.

Parámetros de gases de efecto invernadoiro

CO2 CIF CS CH4 N2O Importacia segundo

contribución para o efecto Máis do 50% 20% aprox. 12 a 14% 6 a 7%

Tempo de permanencia na atmosfera 50 a 200 anos 75 a 100 anos 7 a 10 anos 150 anos

Taxa de crecemento anual (%) 0,5 4 a 5 1 0,35

Principal orixe da contaminación Combustión, carbón,

petróleo e gas. Deforestación

Aerososis e disolventesEspumas industrias

Equipos de refrixeración

Pantanos Gandería Minería

Fertilizantes Combustibles

fósiles

En canto á minería do carbón, esta presenta unha incidencia ambiental, que pode variar

segundo sexa a ceo aberto ou a través de pozos. Ambas modalidades teñen un problema

en común, que é o das entulleiras, cun control ambiental, construcción de depósitos

estables e cubrimentos para evitar a súa disgregación implica un aumento significativo

dos custos da explotación.

92

a) Central Térmica das Pontes: Desde hai varios anos e co obxecto de reducir as emisións de óxido de xofre ocasionados pola combustión dos lignitos pardos autóctonos (carbón cun contido do 7,74% de xofre) mestúranse carbóns de importación con contidos de xofre moi baixos, da orde do 0,18%.

A central dispón dunha Rede de Medida da Contaminación Atmosférica composta por 16 estacións automáticas de control das emisións, situadas ó redor da central nun raio comprendido entre 5 e 30 quilómetros. Nestas estacións mídense os niveis de partículas en suspensión, dióxido de xofre, óxidos de nitróxeno, ozono e parámetros meteorolóxicos como a temperatura, a velocidade e a dirección do vento. Os valores medidos transmítense por radio a un ordenador que permite vixiar de forma continua a evolución da situación ambiental e executar desde a sala de control da central accións de resposta inmediata no caso de sobrepasar os niveis de contaminación permitidos.

A central posúe desde 1999 a Certificación ISO 9002 para datos ambientais e durante o presente ano vai ser avaliada para a obtención do Certificado de Sistemas de Xestión Medioambiental, segundo a norma ISO 14001.

Para reducir o impacto ambiental da entulleira, o material estéril e as cinzas procedentes da combustión do lignito na central térmica son depositadas de forma ordenada na entulleira, que ocupa 1.150 hectáreas. Alí realízase unha ardua tarefa de restauración de terreos, gracias á cal crecen actualmente medio millón de árbores.

Así mesmo estase a realizar un tratamento integral de todas as augas da central e da mina. Esta instalación ademais está afectada pola ecotaxa da Xunta de Galicia que supón un sobrecusto de 0,2 ptas./KWh producido. b) Central Térmica de Meirama: Como a central térmica das Pontes, para reducir o impacto ambiental compleméntase o carbón autóctono con carbón importado de baixo contido en xofre. Esta central dispón como a das Pontes dunha Rede de Medida da Contaminación Atmosférica composta por varias estacións automáticas de control das emisións, situadas ó redor da central nun raio comprendido entre cinco e vinte quilómetros, que permite vixiar de forma continua a evolución da situación ambiental e executar desde a

93

sala de control da central accións de resposta inmediata no caso de sobrepasar os niveis de contaminación permitidos. Desde 1997 ten implantados Sistemas de Xestión Ambiental rexidos polos principios ambientais contidos na Política Ambiental de Producción Térmica de Galicia. Estes sistemas desenvolvidos e implantados de acordo cos requisitos da norma UNE-EN ISO 14001 permiten a identificación, valoración, seguimento e control de todos os aspectos ambientais relacionados coa súa actividade de producción de enerxía eléctrica, como son as emisión atmosféricas, vertidos, residuos e consumo de materia. Esta central ademais está afectada pola ecotaxa da Xunta de Galicia que supón un sobrecusto de 0,2 ptas./KWh producido, é dicir, un incremento do 25% dos custos de operación e mantemento, co conseguinte impacto na competitividade da central. c) Central Térmica Sabón: Desde o punto de vista ambiental implantáronse os Sistemas de Xestión Ambiental, segundo norma ISO 14001. Neste tipo de instalacións empréganse aditivos e calidade de fuelóleo axeitadas e menos contaminantes para diminuír as emisións de SO2 e de partículas motivado por unha lexislación ambiental cada vez máis esixente.

D) Xeración de emprego

a) Central Térmica das Pontes: O complexo de Endesa nas Pontes conta (segundo datos 1999) cun cadro de persoal de 1.344 personas, das cales 826 traballan en labores mineiros e as 518 restantes na central. Estímase que outros 400 postos de traballo se mantienen ó amparo da dita instalación. A pesar da inevitable fin da actividade mineira, Endesa está decidida a manter a súa presencia nas Pontes. Esta determinación quedou de manifiesto no “Plan de Futuro” aplicado no complexo, un proxecto asentado sobre dos piares: a permanencia na zona e a progresiva diminución da actividade mineira, derivada tanto do esgotamento do depósito de lignito, como da necesidade de adaptar as instalacións ás novas condicións ambientais e de mercado.

94

b) Centrais Térmicas de Meirama e Sabón: En canto ó número de empregos directos xerados por ambas centrais, suman un total de 245, dos que 145 corresponden á C.T. de Meirama, 76 á C.T. de Sabón e os 24 restantes á área de Producción Térmica (segundo datos facilitados pola empresa en 1999).

O emprego directo xerado na actualidade na mina de Limeisa, ascende a un total de 221 persoas.

Unión Fenosa, S.A ten a intención de permanecer en Meirama-Cerceda despois do ano 2005, en que está previsto o cerre da mina de lignito. A central que empezou a funcionar hai 25 anos, sempre dependeu do depósito que agora se esgota, pero a empresa eléctrica ten previsto continuar funcionando con hulla importada. E) Esgotamento do carbón autóctono a) Central Térmica das Pontes: O depósito ten unha lonxitude de 6 km, cunha anchura de 2,5 km. En 1999 produciu 5,8 millóns de toneladas de lignito. Cunhas reservas explotables de 50 millóns de toneladas, todos os especialistas coinciden en que o mineral pontés é de baixa calidade para a xeración de enerxía, pero Endesa explótao por tratarse dunha riqueza nacional que, doutro xeito, perderíase. Na mina das Pontes o esgotamento das reservas de lignito (para un ritmo de consumo similar ó actual) prevese para o ano 2008. Sen embargo esta central pode seguir a funcionar con carbóns de importación, xa que o mercado mundial de carbóns é maduro con prezos baixos e estables e con garantías de subministracións a longo prazo. O principal problema co que se van a encontrar estas instalacións no futuro será consecuencia dunha lexislación ambiental cada vez máis esixente que obrigará a reducir considerablemente os actuais niveis de emisións e obrigará a queimar combustibles con baixo índice de xofre e instalacións con mellores rendementos enerxéticos. b) Centrais Térmicas de Meirama e Sabón: En canto a Meirama, púxose en marcha o proxecto de “adaptación da central a carbón de importación” como combustible principal a partir do 2004. Este proxecto permitirá manter en servicio a instalación e, consecuentemente, contribuír ó sostemento do emprego e á xeración de ingresos na súa área de influencia.

95

As principais obras consisten na construcción dun ramal de ferrocarril que conecte o porto da Coruña coa central e na reforma a realizar na central para utilizar hulla importada en lugar de lignito autóctono. O investimento a realizar estímase nuns 16.000 millóns de ptas.

As reservas actuais cobren o funcionamnto da central ata o ano 2004.

F) A Lexislación ambiental

O principal problema co que se van encontrar estas instalacións nun futuro será consecuencia dunha lexislación ambiental cada vez máis restrictiva, que obrigará a reducir os actuais niveis de emisións e que afectará fundamentalmente ós altos niveis de SO2 e de CO2. Estas centrais térmicas para poder continuar a súa actividade utilizando carbón na próxima década, terán que mellorar o rendemento enerxético dos seus ciclos termodinámicos (alcanzando valores próximos ó 45%) para reducir as emisións de CO2 e queimar combustibles con baixos índices de xofre, de tal forma que as emisións de SO2 sexan practicamente nulas. Na actualidade, a Directiva Europea sobre Calidade do Aire obriga a reducir as emisións de CO, SO2, NOx, partículas, ozono e benceno, en todos os países membros. Neste sentido en decembro de 1999, asinouse o último Protocolo de xofre, que vai marcar a futura lexislación ambiental europea sobre teitos nacionais. No dito Protocolo, España comprométese a reducir no ano 2010 un 70% as emisións de SO2, circunstancia que obrigará ás empresas a internalizar os seus custos derivados de evitar substancias contaminantes ó medio. Ó mesmo tempo as novas instalacións terán que cumprir unha nova directiva, denominada Prevención e Control Integrado da Contaminación (I.P.P.C.), que entrará en vigor no 2007 e que fixa dous criterios fundamentais que as novas instalacións terán que cumprir:

• Criterio Mellor Tecnoloxía Dispoñible (B.A.T.)

• Criterio de Cargas Críticas (non superar as cargas críticas dunha determinada zona).

96

G) Mellora da eficiencia enerxética das instalacións. Ciclos combinados con gas natural

A mellora do rendemento das Centrais Térmicas constituíu un obxectivo xeneralizado,

tanto no deseño de novas plantas como na mellora das xa existentes e está condicionado

en gran medida á consecución de temperaturas de entrada de vapor máis elevadas, (o

límite actual atópase nuns 560ºC debido ós materiais utilizados).

A construcción da planta regasificadora de Galicia (G.N.L.) e o gasoducto xa existente

van permitir a construcción de centrais de ciclo combinado. Estas centrais están formadas

polo sistema de turbina de gas, xerador de vapor de recuperación e turbina de vapor. A

xeración de electricidade realízase en dous puntos: o turbo alimentador accionado pola

turbina de gas e o turbo alternador accionado pola turbina de vapor.

Estas centrais presentan as seguintes vantaxes:

a) Consomen un 30 – 35% menos de combustible de orixe fósil, xa que os

rendementos dos ciclos termodinámicos son elevados (48% podendo acadar o 52%).

b) A súa natureza modular permítelles unha boa adaptación a réximes de traballo

a carga parcial, polo que sempre poden traballar en zonas de óptimo rendemento.

c) O gas natural emite na súa combustión un 25 – 30 % menos de CO2 por

unidade de enerxía producida cós productos derivados do petróleo e un 40 – 50%

menos có carbón, polo que contribúen a preservar o ambiente.

Emisións de distintos combustibles de orixe fósil

ENERXIA CO2 (Tm/tep)

SO2 (kg/tep)

NOx (kg/tep)

CO (kg/tep)

- Hulla 3,9 36,7 11,3 4,2 - Lignito 4,2 58,2 9,2 4,2 - Gasóleo 3,1 5,9 4,2 0,42 - Fuelóleo 3,3 51,1 8,6 0,42 - G.L.P. 2,7 0,9 18,3 0,42 - Gas Natural 2,3 0,084 5,2 0,42

97

H) Situación futura das centrais térmicas

- As Pontes: A partir do ano 2005 proxéctase a entrada en funcionamento da instalación de

ciclo combinado (gas natural) constituída por dous grupos de 400 MW, polo que a nova

potencia total resultante da central será de 2.200 MW (1400 + 800).

- Meirama: Opta pola importación de carbón con baixo contido de substancias

contaminantes, non estando cerrada a posibilidade doutras accións alternativas.

- Sabón: Substitución dos grupos de fuelóleo por un ciclo combinado (gas natural) de

800 MW que permita a súa explotación de forma continua.

6.1.2. Centrais de coxeración A coxeración, ou producción simultánea de calor e electricidade, é unha das solucións

máis eficaces para reducir os custos enerxéticos, tanto na industria como noutros

sectores nos que é de aplicación, como o hospitalario, o residencial, etc.

No trascurso dos últimos 15 anos, o uso da coxeración experimentou un crecemento

expectacular na maioría dos países da Unión Europea e contémplase como unha

alternativa para un uso enerxético máis eficiente.

A coxeración soe resultar de interese cando a calor e a enerxía mecánica ou eléctrica

producidas son simultaneamente aproveitables. Neste caso, a eficiencia total dun sistema de

coxeración é superior ó dunha central convencional de xeración de enerxía eléctrica, co cal

o consumo de enerxía primaria e as emisión á atmosfera vense visiblemente reducidos.

Entre as vantaxes asociadas a unha instalación de coxeración, destácanse as seguintes:

- Diversifica a capacidade de abastecemento enerxético.

- Garante a subministración eléctrica.

- Permite producir nun só sistema electricidade e calor.

- Incide na competitividade dunha empresa.

- Diminúe o consumo de enerxía primaria dun país.

98

O marco regulatorio e retributivo das instalacións acollidas ó Réxime Especial fixano na

actualidade dous Decretos:

- R.D. 2366/1994 no que se inclúen as instalacións autorizadas cunha

anterioridade á entrada en vigor da Lei 54/1997.

- R.D. 2818/1998 no que se inclúen as instalacións autorizadas con posterioridade

á entrada en vigor da Lei 54/1997.

Para que unha central de coxeración poida acollerse ó Réxime Especial regulado polo

R.D. 2818/1998, é necesario que a instalación cumpra os seguintes requisitos:

a) Ter un rendemento eléctrico equivalente (Ree), igual ou superior ó fixado no

anexo I do dito Decreto e que determinarase a partir da fórmula:

Ree = E

QV

−⎛⎝⎜

⎞⎠⎟0 9,

Q = Consumo de enerxía primaria, con referencia ó P.C.I. do combustible utilizado.

V = Unidades térmicas de calor útil demandada pola industria para os seus procesos de producción.

E = Enerxía eléctrica xerada medida en bornas do alternador e expresada como enerxía térmica, cun

equivalente de 1 kWh = 860 kcal/h.

Os rendementos esixidos variarán en función do combustible utilizado e da máquina motriz,

tendo valores iguais ou superiores ós que figuran na seguinte táboa:

R.e.e. (%) - Combustibles líquidos en centrais con caldeiras 49 - Combustibles líquidos en motores térmicos 56 - Combustibles sólidos 49 - Gas Natural e G.L.P. en motores térmicos 55 - Gas Natural e G.L.P. en turbinas de gas e outras tecnoloxías 59

Entenderase que un autoproductor xera electricidade, fundamentalmente para o seu

propio uso, cando autoconsuma, polo menos, ó 30% da enerxía eléctrica producida por

el mesmo, se a súa potencia instalada é inferior a 25 MW e, polo menos, ó 50% se a súa

potencia instalada é igual ou superior a 25 MW.

99

Na actualidade o volume de coxeración en funcionamento en Galicia é de 437 MW e a pesar

de encontrarse en fase de construcción ou de tramitacións administrativas máis de 500 MW,

existe algunha incerteza no sector, motivada polo prezo en orixe dos productos enerxéticos.

CENTRAIS DE POTENCIA Producción (Ktep) Producción (Ktep) COXERACIÓN (MW) Enerxía Eléctrica Enerxía Térmica - En funcionamento 437 235 370 - En construcción 298 -------- -------- - En tramitación 267 -------- -------- TOTAL 1.002

A) A coxeración segundo o tipo de combustible empregado

As 64 centrais de coxeración que actualmente operan en Galicia poden clasificarse polo

tipo de combustible da forma seguinte:

Tipo de combustible

Nº de centrais

Potencia(kW)

Producción Eléctrica

(Ktep)

Producción Térmica (Ktep)

Consumo de combustible

(Ktep)

- Gas Natural 6 18.403 8,92 12,6 24,7 - Propano 5 13.250 6,4 8,7 17,6 - Gasóleo 26 71.972 31,6 107,7 167,7 - Fuelóleo 22 254.098 138,8 62,6 290,0 - Licores negros 1 18.038 8,0 78,0 104,0 - Outros 1 41.000 33,4 33,0 91,8 - Biomasa 3 20.611 7,9 67,4 92,7 TOTAL 64 437.372 235,0 370,0 788,5

Aínda que actualmente a maior parte de centrais son de gasóleo o fuelóleo (75%

entrambos), a tendencia é a utilización do Gas Natural, a Biomasa ou os Residuos.

Distribución da potencia instalada de coxeración en Galicia segundo o com bustible em pregado

Licores negros4%

Outros9%

Biomasa5%

Gas Natural4%

Fuelóleo59%

Gasóleo16%

Propano3%

100

B) A coxeración por provincias

A clasificación das centrais de coxeración en Galicia por provincias pode verse na táboa

seguinte:

Potencia (kW)

Producción eléctrica (ktep)

Producción térmica (ktep)

Consumo de combustible

(ktep) - A Coruña 324.107 184,6 171,4 483,6 - Lugo 19.129 10,6 13,9 29,0 - Ourense 22.660 12,1 10,1 32,4 - Pontevedra 71.476 27,7 174,6 243,5

TOTAL 437.372 235,0 370,0 788,5

Funcionamento (kW)

Construcción (kW)

Tramitación (kW)

TOTAL (kW)

- A Coruña 324.107 236.157 158.765 719.029 - Lugo 19.129 17.051 8.120 44.300 - Ourense 22.660 8.830 3.201 34.691 - Pontevedra 71.476 35.574 96.381 203.431 TOTAL 437.372 297.612 266.467 1.001.451

Distribución da potencia de coxeneración (kW)

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

350.000

A Coruña Lugo Ourense Pontevedra

Funcionamento (kW)

Construcción (kW)

Tramitación (kW)

C) A coxeración por sectores empresariais.

Na seguinte táboa obsérvase cómo se reparte actualmente a potencia instalada nos

diferentes sectores productivos de Galicia:

101

Sector Potencia (kW) Numero de centrais Potencia media (kW) - Téxtil 11.275 4 2.819 - Servicios 9.323 3 3.108 - Químico 67.636 3 22.545 - Papel 41.432 2 20.716 - Naval 9.500 1 9.500 - Metal 15.840 2 7.920 - Madeira 143.929 20 7.196 - Cerámica 25.602 10 2.560 - Alimentación 105.235 17 6.190 - Agrícola 7.600 2 3.800

TOTAL 437.372 64 6.834

7.600

105.235

25.602

15.840

9.500

41.432

67.636

9.323

11.275

143.929

0 20.000 40.000 60.000 80.000 100.000 120.000 140.000 160.000

Agrícola

Alimentación

Cerámica

Madeira

Metal

Naval

Papel

Quimico

Servicios

Téxtil

D) A coxeración por potencia instalada

Para coñecer cómo se distribúe a coxeración en Galicia, é conveniente clasificar as

centrais segundo a súa potencia:

Potencia total Potencia (kW)

Nº de centrais (%)

(kW) (%) Potencia media (kW)

de 0 a 1.250 10 15,6 8.321 1,9 832 de 1.250 a 2.500 13 20,3 24.110 5,5 1.855 de 2.500 a 5.000 19 29,7 68.533 15,7 3.607 de 5.000 a 10.000 10 15,6 71.656 16,4 7.166 de 10.000 a 20.000 6 9,4 82.220 18,8 13.703 Máis de 20.000 6 9,4 182.532 41,7 30.422

TOTAL 64 100 437.372 100 6.834

102

Porcentaxe de centrais de coxeración por potencia

15,6%

20,3%

29,7%

15,6%

9,4%9,4%

0 a 1.250 kW

1.250 a 2.500 kW

2.500 a 5.000 kW

5.000 a 10.000 kW

10.000 a 20.000 kW

Mas de 20.000 kW E) Viabilidade técnico-económica da coxeración A viabilidade das plantas de coxeración depende de diversos factores, entre os cales se poden destacar: o combustible utilizado (na planta e na fábrica), o aproveitamento da calor (vapor, auga quente, frío, aceite térmico, etc...), as horas de funcionamento da planta, o custo do mantemento e os prezos de venda dos excedentes de enerxía eléctrica. A continuación móstrase a viabilidade das plantas de coxeración en función do combustible utilizado e da variación do prezo do mesmo. Para iso supóñense constantes os seguintes parámetros:

- O prezo de venda da electricidade é o prezo medio nos últimos 12 meses (abril 99-abril 2000).

- O cumprimento de Rendemento Eléctrico Equivalente implica un aproveitamento de calor mínima, que dará lugar a un aforro de 2 Ptas./kW eléctrico xerado, por reducción de consumo de combustible en fábrica.

Se se require xeración de frío por absorción, o investimento específico pode aumentar nunhas 30.000 Ptas/kW instalado.

Prezo De Venda

Aforro por aproveitamento

da calor (Ptas/kWh)

Total Ptas/kWh

Horas Punta 9,65 2 11,65 Horas Val 7,13 2 9,13

Gasóleo

- Investimento específico: 90.000 Ptas/kW instalado. - Consumo de combustible: 0,25 ml/kWh xerado. - Custo de mantemento: 2 Ptas/kW xerado.

103

Prezo (Ptas/litro)

Custo xeración e mantemento (Ptas/kWh)

Marxe horas punta

(Ptas/kWh)

Marxe horas val

(Ptas/kwh)

Período de retorno simple en horas

punta 22 8 4,15 1,63 3,71 23 7,75 3,90 1,38 3,95 24 8 3,65 1,13 4,22 25 8,25 3,40 0,88 4,53 26 8,5 3,15 0,63 4,89 27 8,75 2,90 0,38 5,31 28 9 2,65 0,13 5,82 29 9,25 2,40 -0,12 6,42 30 9,5 2,15 -0,37 7,17 31 9,75 1,90 -0,62 8,11 32 10 1,65 -0,87 9,34 33 10,25 1,40 -1,12 11,01 34 10,5 1,15 -1,37 13,40 35 10,75 0,90 -1,62 17,12 36 11 0,65 -1,87 23,71 37 11,25 0,40 -2,12 38,53 38 11,5 0,15 -2,37 102,74 39 11,75 -0,10 -2,62 Infinito 40 12 -0,35 -2,87 Infinito 41 12,25 -0,60 -3,12 Infinito 42 12,5 -0,85 -3,37 Infinito

Marxe económica por kWh xerada por coxeración segundo o prezo do gasóleo (Ptas/litro)

-3,00 -2,00 -1,00 0,00 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00

22 24 26 28 30 32 34 36 38

Custo (Ptas/Litro)

Mar

xe E

conó

mic

a (P

tas/

Kw

h)

Marxe horas punta (Ptas/kWh) Marxe horas val (Ptas/kwh)

Como medida da rendibilidade podemos representar a evolución do período de retorno

simple do investimento (en anos) supoñendo que só se traballase en horas punta

(16x365=5.840 horas/ano):

104

Período de retorno simple das plantas de coxeración segundo o prezo do gasóleo (Ptas/litro)

0,00 4,00 8,00

12,00 16,00 20,00 24,00 28,00 32,00 36,00 40,00

22 24 26 28 30 32 34 36

(Ptas/Litro)

Ret

orno

Sim

ple

(Ano

s)

Fuelóleo

- Investimento específico: 110.000 Ptas/kW instalado.

- Consumo de combustible: 0,21 gr/kwh xerado.

- Custo de mantemento: 2 Ptas./kW xerado.

Prezo (Ptas/kg)


Marxe horas punta

(Ptas/kWh)

Marxe horas val (Ptas/kwh)


punta 26 7,21 4,44 1,92 4,24 27 7,42 4,23 1,71 4,45 28 7,63 4,02 1,50 4,69 29 7,84 3,81 1,29 4,94 30 8,05 3,60 1,08 5,23 31 8,26 3,39 0,87 5,56 32 8,47 3,18 0,66 5,92 33 8,68 2,97 0,45 6,34 34 8,89 2,76 0,24 6,82 35 9,1 2,55 0,03 7,39 36 9,31 2,34 -0,18 8,05 37 9,52 2,13 -0,39 8,84 38 9,73 1,92 -0,60 9,81 39 9,94 1,71 -0,81 11,01 40 10,15 1,50 -1,02 12,56 41 10,36 1,29 -1,23 14,60 42 10,57 1,08 -1,44 17,44 43 10,78 0,87 -1,65 21,65 44 10,99 0,66 -1,86 28,54 45 11,2 0,45 -2,07 41,86

105

Marxe económica por kWh xerada por coxeración segundo o prezo do Fuel (Ptas/kg)

-3,00

-2,00

-1,00

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

26 28 30 32 34 36 38 40 42 44 46

Custo (Ptas/Kg)

Mar

xe E

conó

mic

a (P

tas/

Kw

h)


Período de retorno simple das plantas de coxeración segundo o prezo do Fuel (Ptas/kg)

0,00 5,00

10,00 15,00 20,00 25,00 30,00 35,00 40,00 45,00

26 28 30 32 34 36 38 40 42 44(Ptas/Kg)

Ret

orno

Sim

ple

(ano

s)

Gas natural

- Investimento específico: 100.000 Ptas/kW instalado.

- Consumo de combustible: 2,5 te PCS/kwh xerado.

- Custo de mantemento: 1,75 Ptas/kW xerado.

106

-

Prezo (Ptas/te PCS)


Marxe horas punta

(Ptas/kWh)

Marxe horas val (Ptas/kwh)


punta 2,200 7 4,40 1,88 3,89 2,250 7,375 4,28 1,76 4,01 2,300 7,5 4,15 1,63 4,13 2,350 7,625 4,03 1,51 4,25 2,400 7,75 3,90 1,38 4,39 2,450 7,875 3,78 1,26 4,54 2,500 8 3,65 1,13 4,69 2,550 8,125 3,53 1,01 4,86 2,600 8,25 3,40 0,88 5,04 2,650 8,375 3,28 0,76 5,23 2,700 8,5 3,15 0,63 5,44 2,750 8,625 3,03 0,51 5,66 2,800 8,75 2,90 0,38 5,90 2,850 8,875 2,78 0,26 6,17 2,900 9 2,65 0,13 6,46 2,950 9,125 2,53 0,01 6,78 3,000 9,25 2,40 -0,12 7,13 3,050 9,375 2,28 -0,24 7,53 3,100 9,5 2,15 -0,37 7,96 3,150 9,625 2,03 -0,49 8,46 3,200 9,75 1,90 -0,62 9,01

Marxe económica por kWh xerada por coxeración segundo o prezo do Gas (Ptas/te PCS)

-1,00

0,00

1,00

2,00

3,00

4,00

5,00

2,200 2,300 2,400 2,500 2,600 2,700 2,800 2,900 3,000 3,100 3,200

(Ptas/te PCS)

Mar

xe E

conó

mic

a (P

tas/

Kw

h)


107

Por tanto, o período de retorno simple (en anos) das plantas de coxeración que traballan

con gas natural será:

Período de retorno simple das plantas de coxeración segundo o prezo do Gas (Ptas / te PCS)

3,00

4,00

5,00

6,00

7,00

8,00

9,00

10,00

2,200 2,300 2,400 2,500 2,600 2,700 2,800 2,900 3,000 3,100 3,200

(Ptas/te P.C.S.)

Ret

orno

Sim

ple

(Ano

s)

Propano

- Investimento específico: 105.000 Ptas./kW instalado.

- Consumo de combustible: 0,24 gr/kwh xerado.

- Custo de mantemento: 2 Ptas./kW xerado.

Marxe económica por kWh xerada por coxeración segundo o prezo do Propano (Ptas/kg)

-14,00 -12,00 -10,00 -8,00 -6,00 -4,00 -2,00 0,00

58 60 62 64 66 68 70 72 74 76 78

(Ptas/Kg)

Mar

xe E

conó

mic

a (P

tas/

Kw

h)

Marxe horas punta (Ptas/kWh) Marxe horas val (Pta/kwh)

108

F) Conclusións 1.- Gasóleo: as plantas de coxeración con este combustible só son rendibles con prezos inferiores a 32 Ptas/litro (entendendo como rendible un investimento cun período de retorno simple inferior a 10 años, o cal é algo totalmente subxectivo). Na actualidade (marzo de 2000), o prezo do gasóleo para coxeración é de 42 Ptas/litro, o que o fai absolutamente desaconsellable como combustible para estes fins. 2.- Fuelóleo: as plantas de coxeración con este combustible son rendibles con prezos inferiores a 38 Ptas/kg (período de retorno simple inferior a 10 anos). Na actualidade, o prezo do fuelóleo para coxeración é de 33 Ptas/litro, o que fai que polo momento sigan sendo rendibles as plantas deste tipo. Polo outro lado, a utilización deste combustible está en claro retroceso debido á súa alta contaminación. 3.- Gas natural: o prezo máximo de rendibilidade de plantas de coxeración con este combustible é de 3,2 PCS (período de retorno simple inferior a 10 anos). Na actualidade, o seu prezo é de 3,2, o que as sitúa no límite máximo. A diferencia do fuelóleo, a súa utilización está en claro avance debido ó seu fácil transporte, baixa contaminación, simplicidade das instalacións, eliminación de depósitos de almaceamento (maior seguridade), etc. ... Por outra banda, prevese unha reducción a curto plazo dos prezos debido á liberalización e á construcción da futura planta de regasificación de Galicia. 4.- Propano: este combustible quedou practicamente en desuso como consecuencia do seu prezo elevado (eliminación da exención fiscal que tiña no pasado). Na actualidade, o prezo do propano é dunhas 73 Ptas/kg, o que se traduce nunha marxe negativa, incluso funcionando só en horas punta.

G) Perspectivas de futuro na coxeración O principal problema ó que deben enfrontarse na actualidade as instalacións de coxeración é a nula ou baixa rendibilidade de moitas plantas como consecuencia da baixada dos prezos de venda da electricidade cedida á rede e á forte suba dos prezos dos combustibles, especialmente as acollidas ó R.D. 2818/1998 e ó R.D. 2366/1994 con potencias superiores a 15 MW, que estean no seu quinto ano de funcionamento.

109

Esta tendencia alcista de prezos dificulta que se poidan acadar os obxectivos previstos

pola Unión Europea; que consisten en duplicar a xeración eléctrica bruta mediante

coxeración desde o 9% de 1994 ata un 18% no 2010.

Para conseguilo, será necesario garantir, que a variación dos prezos dos carburantes, teñan maior influencia no prezo de venda da enerxía eléctrica xerada cá que teñen na actualidade, pois os prezos actuais poden supoñer un freo para os futuros investimentos necesarios para acometer este tipo de proxectos. A pesar das medidas liberalizadoras introducidas no sector dos carburantes, chama a atención as subas continuas dos mesmos, que coinciden na contía, o espacio e o tempo. Para solucionalo, débense resolver os defectos de competencia que existen no mercado de hidrocarburos e completar a regulación do sector, sendo necesario velar por unha verdadeira liberalización, polo que o Tribunal de Defensa da Competencia debe articular misións de vixiancia ós distintos intervinientes. A coxeración ten futuro, sempre e cando se constrúan plantas en sectores específicos e con rendementos globais elevados, co que a dependencia do prezo do combustible será menor. A continuación móstrase a evolución esperada no desenvolvemento da coxeración, no que se refire ó número de plantas e potencia por tipo de combustible. Estes datos indícannos que a potencia instalada poderá chegar a un máximo duns 1.000 MW no curto ou medio prazo, aínda que é preciso dicir que algunhas das centrais en fase de tramitación poderán non realizarse, polo momento, debido ós prezos actuais dos combustibles (caso do propano e do gasóleo).

Número de centrais de coxeración en Galicia

Combustible Funcionamento Construcción Tramitación TOTAL

- Gas Natural 6 15 24 45 - Propano 5 0 6 11 - Gasóleo 26 33 21 80 - Fuelóleo 22 8 7 36 - Outros 2 2 3 7 - Biomasa 3 0 0 3

TOTAL 64 58 61 182

110

Evolución do número de centrais de coxeración en Galicia

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Gas Natural Propano Gasóleo Fuelóleo Outros Biomasa

TramitaciónConstrucciónFuncionamento

Potencia instalada de coxeración en Galicia (kW)

Combustible Funcionamento Construcción Tramitación TOTAL

- Gas Natural 18.403 79.684 142.541 240.628

- Propano 13.250 0 2.420 15.670

- Gasóleo 71.972 65.674 36.553 174.199

- Fuelóleo 254.098 81.254 63.978 399.330

- Outros 59.038 71.000 20.975 151.013

- Biomasa 20.611 0 0 20.611

TOTAL 437.372 297.612 266.467 1.001.451

Evolución da potencia decoxeración en Galicia

0

50.000100.000

150.000

200.000250.000

300.000

350.000400.000

450.000

Gas Natural Propano Gasóleo Fuelóleo Outros Biomasa

TramitaciónConstrucciónFuncionamento

111

6.1.3. Novas tecnoloxías: Pilas de combustible O desenvolvemento de novas tecnoloxías é fundamental para conseguir o menor impacto ambiental da coxeración. Neste senso estase a traballar e xa operan algunhas pequenas plantas de coxeración baseadas na aplicación de “pilas de combustible”, cun fundamento que é o seguinte: trátase de equipos que converten directamente a enerxía liberada nun proceso electroquímico en enerxía eléctrica. Non son, por tanto, máquinas térmicas, aínda que como subproducto da reacción hai un desprendemento de calor. O combustible das celas é o hidróxeno e como non se atopa na natureza en estado puro, prodúcese a partir doutras substancias que o teñan na súa composición. Canto maior sexa o contido en hidróxeno, maior será o potencial do combustible. Por isto, o gas natural é o máis axeitado para o funcionamento das pilas de combustible. O aforro enerxético obtido coas pilas de combustible derivado da súa alta eficiencia, xunto co pequeno impacto ambiental que producen, fai que estes equipos sexan axeitados para conseguir os obxectivos de calquera política enerxética: aforro, diversificación e uso racional da enerxía. A súa contrucción modular, a ausencia de ruídos e vibracións durante o seu funcionamento, unido á súa alta eficiencia independente da carga, fai que estes equipos sexan moi versátiles en canto á aplicación á que se destinan: producción de electricidade ou transporte. Existen diferentes tipos de tecnoloxías: polímero sólido, alcalinas, ácido fosfórico, carbonatos fundidos e óxido sólido. As dúass primeiras requiren unha alimentación purísima de hidróxeno e só teñen aplicación na industria aeroespacial ou militar. As dúas últimas están en fase de desenvolvemento, polo que o sistema de ácido fosfórico é o único que actualmente está comercializado. O principio do funcionamento destes sistemas baséase na reacción química seguinte:

Hidróxeno + osíxeno = ELECTRICIDADE + auga

As reaccións químicas que marcan este proceso son, por iso:

Reacción catódica: O2 + 4 H+ + 4 e- 2 H2O Reacción anódica: H2 2 H+ + e-

112

As vantaxes e inconvenientes deste tipo de sistemas resúmense no cadro seguinte:

Vantaxes Inconvenientes

Alta eficiencia eléctrica Tecnoloxía en desenvolvemento Eficiencia pouco dependiente da carga Sensible ós contaminantes Deseño modular Alto custo Admisión de diversos combustibles Dimensións reducidas Baixa contaminación Baixo nivel de ruído Colocación no lugar de utilización

6.1.4. Renovables, R.S.U. e outros residuos susceptibles de

aproveitamento enerxético

Denomínanse enerxías renovables ou alternativas aquelas enerxías que se renovan ou se

recuperan de maneira cíclica nunha escala temporal de curto prazo.

Galicia é unha rexión especialmente afortunada no que a recursos de enerxías

renovables se refire. Nestes momentos Galicia é a Comunidade con maior potencia

eólica instalada e con maior potencial de instalación a medio prazo.

Na seguinte táboa podemos observar a composición da potencia instalada en renovables e a

producción eléctrica por tipo de xeración en Galicia durante os anos 1998 e finais de 1999.

1998 1999 TIPO DE

XERACIÓN POTENCIA

INSTALADA(MW)

PRODUCCIÓNELECTRICA

(Ktep)

POTENCIA INSTALADA

(MW)

PRODUCCIÓN ELECTRICA

(Ktep)

HIDRÁULICA 2.759 635 2.759 526 MINIHIDRAÚLICA 115 35 115 32 EÓLICA 257 30 487 64 BIOMASA 40 7 40 8 FOTOVOLTAICA 0,053 --- 0,053 ---

TOTAL 3.171 707 3.401 630

113

Débese resaltar que a explotación comercial das enerxías renovables sufriu un grande

impulso durante os últimos anos debido á resolución dos problemas tecnolóxicos, que

en épocas anteriores significaron unha limitación á súa implantación e

desenvolvemento.

Este desenvolvemento ten na actualidade unha influencia positiva no progreso da

economía local, pois aproveita recursos naturais endóxenos cunha elevada participación

de recursos empresariais e humanos.

As enerxías renovables permiten a súa utilización in-situ e evitan en moitas ocasións a

construcción de grandiosas infraestructuras de transporte e distribución. Ademais son

flexibles, o que permite a súa transformación en enerxía eléctrica e interconexión co

sistema público de distribución.

Como xa se indicou no capítulo 2 do presente libro, a Directiva do Parlamento Europeo

e do Consello relativa á “promoción de electricidade xerada a partir de fontes de enerxía

renovables no mercado interior da electricidade” fixa para España un obxectivo de

contribución do 29,4% de electricidade xerada a partir de fontes de enerxía renovables

para consumo bruto de electricidade no ano 2010. Dada a importancia e presencia que

ten actualmente en Galicia este tipo de enerxías, entre as que destaca o maior

protagonismo da enerxía eólica, considérase conveniente dedicar o capítulo 8 do

presente libro a estudiar con maior detalle as enerxías renovables en Galicia, incidindo

en aspectos como: normativa, lexislación, respecto ó ambiente, desenvolvemento

tecnolóxico, impacto socio-económico, perspectivas de futuro, etc.

6.2. Transporte de enerxía eléctrica

Antes de entrarmos en materia, é conveniente definir algúns conceptos que axuden a

comprender mellor a distribución da enerxía eléctrica en Galicia:

- A Rede de Transporte está composta por liñas polas que circula a corrente

eléctrica ás tensións de 400 ou 220 kV. Estas liñas conectan os centros de

producción con grandes centros alimentadores situados en puntos estratéxicos da

114

xeografía galega. Son as encargadas de asegurar a subministación ás redes de

Reparto e Distribución.

- A Rede de Reparto, leva a enerxía a tensións de 66 kV e incluso a 132 kV é a

encargada de aproximar a enerxía desde os centros alimentadores ata as redes de

Distribución.

- A Rede de Distribución, constituída por liñas de Media Tensión a 20 ou 15 kV, é

a encargada de conectar as subestacións de distribución con outras de menor rango

ou con transformadores locais.

- A Rede de Baixa Tensión, que vai desde os centros de transformación ós puntos

de consumo está constituída por liñas que distribúen a enerxía a 380/220 voltios.

- As Subestacións de distribución, están constituídas por un grupo de potentes

transformadores que reducen a tensión desde un escalón a outro inferior. Estas reduccións

prodúcense en xeral de 400, 220 ou 132 kV a 66 ou 20 kV ou ben de 66 a 20 kV.

- Os centros de transformación están constituídos por transformadores xeralmente

individuais que reducen a tensión desde 15 ou 20 kV a 380/220 voltios. Deles parten

as liñas que conducen ós puntos de consumo.

- Telecontrol, é un conxunto de equipos informáticos de visualización da rede e

localización de puntos concretos da mesma e equipos que permiten operar á dita

rede desde centros provinciais.

A xeración de enerxía eléctrica en Galicia ascendeu en 1998 a 2.112 ktep, sendo as

importacións durante ese mesmo ano 80 ktep. Estimando unhas perdas en transporte de

enerxía de 42 ktep, quedaron dispoñibles para consumo 2.070 ktep, das cales 870 ktep

exportáronse a outras Comunidades, quedando os 1.200 restantes para consumo interno.

Os ditos datos dános unha idea clara da importancia que ten para Galicia o poder dispoñer

dunhas redes que permitan a correcta evacuación (transporte) da enerxía xerada cara a

outras rexións de España e a distribución (reparto) de maneira que asegure a

subministración de enerxía eléctrica en todo o territorio galego en cantidade e calidade.

115

A adición de 3.000 MW de xeración eólica, xuntos cos ciclos combinados e coxeración, suporá un incremento no nivel de xeración do 34% polo que para poder garantir a estabilidade e bo funcionamento do sistema, faise necesario afrontar un reforzo da capacidade da rede eléctrica actual que permita a absorción desta xeración adicional. Polo tanto, é necesario dotar á rede dos correspondentes puntos de interconexión eléctrica xerada tanto polos parques eólicos como polas coxeracións e outros sistemas de producción. En calquera caso, a potencia eléctrica xerada será finalmente recibida pola rede central de transporte de 400 kV para a súa evacuación ás áreas de consumo, polo que é necesario realizar unha formulación global da infraestructura da rede de transporte que permita mellorar a nosa capacidade de evacuación de enerxía producida, en detrimento de formulacións particulares para solucionar problemas locais de interconexión. A Lei 54/1997 do sector eléctrico supuxo importantes cambios no transporte da enerxía eléctrica, xa que con ela, se liberalizou o transporte e distribución, a través da xeración do acceso a terceiros ás redes, de maneira que a eficiencia económica que se deriva da existencia dunha única rede é posta a disposición dos diferentes suxeitos do sistema eléctrico e dos consumidores. O Decreto 2819/1998 regula as actividades de tranporte e desenvolvemento do réxime retributivo aplicable ás mesmas, evitándose así o posible abuso das posiciones de dominio determinadas pola existencia dunha única rede. A rede de transporte, está composta polo conxunto de liñas, transformadores e aparellos de tensión igual ou superior a 220 kV, que garanta ós productores e consumidores o seu acceso ó mercado, con independencia da súa situación xeográfica dentro do territorio peninsular. A súa topografía é en forma de rede e a súa xestión vén determinada por dous grandes condicionantes.

1. Estabilidade da rede e calidade do servicio, intentando evitar saturacións do sistema, debido a xeración moi superior á demanda e a capacidade de transporte, co propósito de ofrecer a maior continuidade do servicio posible.

2. Optimización do reparto de cargas desde un punto de vista económico, aproveitando en cada momento as opcións de xeración máis vantaxosas.

116

As dificultades para lograr ambos obxectivos aparecen debido a que a demanda de enerxía eléctrica non é constante no tempo, senón que evoluciona con ciclos de periodicidade diaria, semanal, estacional.... ós que hai que superpoñer puntas de demanda, conexión e desconexión de grandes cosumidores, interrupción no servicio de determinadas liñas.... Todas estas variacións dan lugar á necesidade de dispoñer dunha rede suficientemente mallada, que permita compensar instantaneamente as variacións da demanda coas correspondentes variacións de xeración, de forma que se eviten saturacións do sistema ou partes do mesmo, e sen que a caída accidental dunha liña provoque un colapso a grande escala do sistema.

6.2.1. Rede de transporte galega

En Galicia a rede de transporte está constituída fundamentalmente por unha malla de 400 kV á que completan liñas de 220 kV, existiendo ó tempo conexións entre estas e a Rede de Distribución.

Nos planos nº 1 e 2, obsérvase a infraestructura de transporte e distribución. A rede de transporte de 400 kV baséase principalmente en dúas liñas que permiten a conexión cos sistemas de Castela e León. A primeira delas une a Central Térmica das Pontes coa de Compostilla e con Montearenas. Polo Sur descorre outra L.A.T. desde Cartelle pasando por Trives ata Lomba. Ambas liñas están interconectadas mediante unha L.A.T. de 400 kV, As Pontes-Mesón do Vento-Cartelle, o que permite manter a circulación de potencia no caso de desconexión intempestiva dunha delas, sen producir graves alteracións de funcionamento na xeración nin deterioro na calidade do producto que se entrega na distribución. Ademais, habería que considerar a conexión existente con Portugal mediante a liña Cartella-Lindoso, a cal permite o intercambio de enerxía transnacionais. Na actualidade a conexión con Asturias realízase mediante a Rede de Distribución de 132 kV, o cal limita os intercambios de enerxía con esta Comunidade. A Rede de 400 kV complétase con liñas de 220 kV propiedade na súa maior parte da Red Eléctrica e de Unión Eléctrica Fenosa.

119

6.2.2. Desenvolvemento da rede de transporte galega Desde o ano 1995 a Xunta de Galicia emprende accións encamiñadas a coordinar e facilitar o desenvolvemento de infraestructuras de transporte e distribución de Galicia, debido ó previsible incremento da xeración eléctrica, asociada fundamentalmente á entrada en funcionamiento de parques eólicos. En xullo de 1997 Red Eléctrica de España, Unión Eléctrica Fenosa e Electra do Viesgo estableceron un acordo coa Administración para o desenvolvemento da Rede de Transporte da nosa Comunidade. Neste acordo consideráronse dúas fases operativas que supoñerían o desenvolvemento de infraestructuras para interconectar 1.600 MW no período 1997-2001. En decembro de 1999 realizouse unha revisión debido á modificación do escenario de xeración e consumo da nosa Comunidade, considerando que o desenvolvemento de infraestructuras previstos para o período 2001-2005 permitiría interconectar 2.770 MW. Ante a entrada en funcionamiento dos Ciclos Combinados das Pontes e Sabón nos anos 2005 e 2006 deberanse abordar reforzos da rede de transporte que permitan interconectar unha potencia adicional de 1600 MW. Na seguinte figura reflíctese o desenvolvemento de infraestructuras previsto por Red Eléctrica de España, no que se resalta mediante trazo amarelo as infraestructuras que se desenvolverían no período 2000-2006.

---------- 400 kV

---------- 220 kV

---------- Novas infraestructuras

120

Desenvolvemento de infraestructuras Data prevista de posta en servicio

L.A.T. Cartelle – Liña Pazos-Castrelo 220 kV 2000

L.A.T. Cartelle – Liña Castrelo-Velle 220 kV 2001

Entrada en servicio da Subestación de Boimente 2001

Segundo Circuíto L.A.T. Mesón-Cartelle 400 kV 2002

L.A.T. As Pontes- Mesón do Vento de 400 kV 2003

Segundo Circuíto L.A.T. Cartelle- Trives 400 kV 2004

Conversión da L.A.T. Trives-Tordesillas de 220 a 400 kV 2006

6.3. Subministración e distribución de enerxía eléctrica

6.3.1. Situación actual A distribución de enerxía eléctrica en Galicia é custosa como consecuencia dos

condicionantes orográficos, climatolóxicos e de dispersión de poboación. A todo isto

ademais hai que engadir o feito de que moitas zonas presentan un consumo moi baixo e

precísanse fortes investimentos en infraestructuras eléctricas.

En 1990, o índice de calidade da subministración eléctrica máis utilizado, o Tempo de

Interrupción Equivalente á Potencia Instalada (TIEPI) era en Galicia de máis de 13

horas/ano, duplicando a media nacional.

Ese mesmo ano, a Xunta de Galicia e as empresas eléctricas deseñaron e executaron o

denominado Plan de Mellora Eléctrica de Galicia (Plan Mega) que englobaba un

programa de accións conxuntas e coordinadas coas que se pretendía mellorar a

distribución de enerxía eléctrica de Galicia, especialmente das zonas rurais que, polas

súas características xeográficas, resultaba de gran complexidad.

121

Na seguinte táboa, indícanse as previsións iniciais e o grao de cumprimento.

PREVISIÓN INICIAL

EXECUCIÓN FINAL

GRAO DE CUMPRIMENTO

(%) INVESTIMENTO 67.000 Mpts. 67.400 Mpts.

PRAZO 1991-1994 1991-1997

INSTALACIÓNS

800 Km. A.T. 10.500 Km M.T. e B.T.

40 subestación 3.100 C.T.

4.500 elementos control

620 Km A.T. 9.700 Km M.T. e B.T.

38 subestacións 3.200 C.T.

4.000 elementos control.

77 92 95

103 88

TIEPI 4 horas/ano 4 horas/ano

• A.T. = Alta Tensión • C.T. = Centros de Transformación • B.T. = Baixa Tensión

A sinatura en decembro de 1996 do Protocolo Eléctrico supuxo o comezo dun cambio

radical no sistema eléctrico español. En concreto, na actividade da distribución pactáronse

tres grandes temas que afectan ó desenvolvemento dos novos plans de electrificación:

• Cambio do modelo de retribución a distribución, pasando dun enfoque

único para toda España a outro que teña en conta as peculiaridades de cada

zona de distribución.

• Incrementar en 25.000 millóns de ptas. a retribución da actividade de

distribución.

• Disposición dunha partida anual de 10.000 millóns de pesetas na tarifa

eléctrica para mellorar a calidade a través do recoñecemento extraordinario

do sistema eléctrico.

Desde 1996 os Decretos de tarifas publicados recolleron a partida de 10.000 millones de

pesetas anuais para “mellora da calidade” pactada no Protocolo, dos que Galicia recibiu

10.000 millóns de ptas. nos últimos tres anos. O Decreto de tarifas do ano 2000 non

mantivo estas axudas, fundamentais para alcanzar os niveis de calidade esixidos.

A Lei 54/1997 do Sector Eléctrico, ratificou os acordos alcanzados e durante 1998

fóronse publicando diferentes regulamentos de desenvolvemento da mencionada Lei, un

dos cales fai referencia específica ás actividades de Transporte e Distribución de enerxía

eléctrica, describindo de forma xenérica a retribución e deixando a unha Orde

Ministerial a concreción do mesmo.

122

A dita Orde xa foi publicada e permitirá ás empresas de distribución situadas en Galicia aumentar a remuneración da actividade, como consecuencia dos maiores custos que supón a distribución na nosa Comunidade. A modo de referencia móstrase un exemplo típico de distribución de enerxía eléctrica nunha zona de Galicia (Arzúa – A Coruña) para a súa comparación con outra zona de España cun número similar de abonados (Almagro - Guadalaxara), e que demostra dun modo xeral as elevados investimentos que se precisan en infraestructuras eléctricas na nosa Comunidade, como consecuencia da dispersión da poboación.

Concello de Arzua, na Coruña

(3.936 abonados)

Concello de Almagro, en Guadalaxara

(4.197 abonados)

6.3.2. Calidade de subministración eléctrica

A calidade da subministración eléctrica avalíase na actualidade en función da continuidade da subministración e a calidade da onda.

a) A continuidade da subministración

Nalgunhas zonas de Galicia, a calidade da subministración de enerxía eléctrica vese desfavorecida en situacións de inclemencias meteorolóxicas. A principal rede afectada é a de distribución (20.000 e 380 voltios) na que se producen o 95% das avarías. As causas máis comúns son:

• Dificultade de acceso a terreos de montaña.

• Nalgúns casos detéctanse problemas no mantemento de liñas en canto á limpeza e corte de árbores.

123

• Sensibilidade das instalacións ás sobretensións atmosféricas.

• Arrastre polo vento de ramas e cortiza de arboreda.

• Rotura de liñas cun elevado grao de avellentamento que supera o período de

vida útil.

b) Calidade de onda

Neste apartado englóbanse as deficiencias ocasionadas por variacións de tensión na

subministración superiores ás admitidas no Artigo 65 do vixente “Regulamento de

verificacións eléctricas e regularidade na subministración de enerxía”. Segundo o citado

Regulamento, as empresas subministradoras están obrigadas a manter un nivel de

tensión dentro duns límites máximos de variación do ± 7% da nominal.

As deficiencias de subministración máis frecuentes teñen especial incidencia nas zonas

montañosas do interior a causa das grandes distancias entre as subministracións, que

induce redes de baixa tensión demasiado extensas.

A nova normativa supoñerá un punto de inflexión para a calidade da distribución de

enerxía eléctrica en Galicia, xa que contempla a posibilidade de reduccións na

facturación por mala calidade do servicio e a obriga de presentar plans de mellora da

calidade naquelas zonas con subministración deficiente.

c) A calidade da subministración eléctrica en Galicia na actualidade

Como se indicou anteriormente, en 1990 o TIEPI era en Galicia de máis de 13

horas/ano, duplicando a media nacional, hoxe é inferior a 4 horas/ano. Gracias ó Plan

MEGA alcanzáronse os niveis de calidade previstos no Plan Enerxético Nacional, o que

supuxo reducir un 300% o valor TIEPI nunha década. Adxuntamos táboa comparativa

con valores correspondentes a 1999:

URBANAS SEMI-

URBANAS

RURAIS

ESPAÑA 1,84 3,46 5,38 GALICIA 0,86 2,85 4,51

124

A continuación móstrase a evolución do TIEPI en Galicia durante o período 1991-1999

e a súa comparación cos valores medios nacionais do mesmo período.

Sen embargo, seguen existindo zonas como: O Morrazo, Val Miñor, Costa da Morte,

Mariña Lucense, O Caurel, Os Ancares, A Fonsagrada, O Bolo, Muíños, Cartelle, etc.

que sempre tiveron un servicio deficiente, a pesar dos fortes investimentos realizados en

infraestructuras e que presentan valores de TIEPI moi por riba da media nacional e para

as que se fai prioritario levar a cabo plans de actuacións inmediatas.

A continuación acompáñanse gráficas cos valores de TIEPI (urbano, semiurbano e

rural) de todas as provincias de España, destacando en cor vermella os valores

correspondentes ás provincias galegas.

125

TIEPI URBANO EN HORAS POR PROVINCIAS. ANO 1999

0,54

1,18

0,52

1,45

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5

AS PALMASXIRONA

ALACANTELLEIDA

CORDOBAMURCIA

BADAXOZALBACETE

XAENTENERIFE

BARCELONATARRAGONA

MALAGAASTURIAS

VALLADOLIDGRANADAALMERIA

TOLEDOHUELVA

CADIZSORIA

PONTEVEDRAGUADALAXARA

GUIPUSCOABURGOS

CACERESTERUELBISCAIAA RIOXA

ZARAGOZAVALENCIA

CASTELLÓNLUGO

SEGOVIASEVILLA

CIUDAD REALBALEARES

MADRIDCANTABRIA

HUESCALEON

AVILASALAMANCA

PALENCIAALAVA

ZAMORAA CORUÑA

OURENSENAVARRA

126

TIEPI SEMIURBANO EN HORAS POR PROVINCIAS. ANO 1999

6,49

0,96

1,29

2,01

0 0,5 1 1,5 2 2,5 3 3,5 4 4,5 5 5,5 6 6,5 7 7,5

TENERIFE

LUGO

AS PALMAS

BISCAIA

TARRAGONA

ALACANTE

ALBACETE

ALMERIA

MALAGA

BADAXOZ

MURCIA

LLEIDA

CASTELLON

XAEN

BARCELONA

CORDOBA

GRANADA

SEVILLA

HUELVA

XIRONA

CANTABRIA

LEON

ASTURIAS

CADIZ

CACERES

ZAMORA

ALAVA

TOLEDO

SORIA

CUENCA

PALENCIA

BALEARES

MADRID

HUESCA

ZARAGOZA

VALLADOLID

PONTEVEDRA

CIUDAD REAL

GUIPUSCOA

BURGOS

NAVARRA

TERUEL

VALENCIA

A RIOXA

GUADALAXARA

A CORUÑA

SALAMANCA

AVILA

OURENSE

SEGOVIA

127

TIEPI RURAL EN HORAS POR PROVINCIAS. ANO 1999

2,98

9,59

4,61

4,12

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

BISCAIA

LUGO

MALAGA

AS PALMAS

LLEIDA

CASTELLON

BARCELONA

TARRAGONA

BADAXOZ

HUELVA

HUESCA

GUADALAXARA

XIRONA

SORIA

BURGOS

TENERIFE

XAEN

CUENCA

CIUDAD REAL

GRANADA

ZAMORA

ALMERIA

TERUEL

PALENCIA

CACERES

ALBACETE

A RIOXA

LEON

MURCIA

ASTURIAS

ALACANTE

OURENSE

TOLEDO

CANTABRIA

BALEARES

PONTEVEDRA

SEGOVIA

ZARAGOZA

MADRID

VALLADOLID

AVILA

SEVILLA

NAVARRA

SALAMANCA

A CORUÑA

ALAVA

VALENCIA

GUIPUSCOA

CADIZ

CORDOBA

128

6.3.3. Novo escenario da distribución e comercialización da enerxía eléctrica

A distribución e a subministración da enerxía eléctrica en Galicia ós usuarios realízana, Unión Eléctrica Fenosa, S.A. Vegasa e as pequenas distribuidoras asociadas (con algunha excepción) en Apyde.

- Unión Eléctrica Fenosa, S.A., é a empresa que ten maior presencia na distribución eléctrica en Galicia. En 1998 contaba con 1.205.000 clientes e facturou 12.311 GWh.

- Barras Eléctricas Galaico Asturiana, S.A., o seu ámbito territorial de distribución limítase ó norte da provincia de Lugo. En 1998 contaba con 135.000 clientes e facturou 625 GWh.

- Asociación de Productores e Distribuidores de Enerxía Eléctrica (Apyde): engloba as pequenas distribuidoras que aínda existen en Galicia, herdeiras das primeiras centrais hidroeléctricas que subministraban electricidade ós habitantes do rural e pequenos núcleos urbanos. Pertencen a esta asociación 27 empresas repartidas por toda Galicia que distribúen electricidade nuns 75 municipios. Contan na actualidade con 78.200 abonados e subministraron a pasado ano 218 GWh.

Sen embargo a partir da entrada en vigor da Lei 54/1997, os subsectores eléctricos tradicionais, xeración, transporte e distribución, subordinados a prestacións dun servicio público e sometidos a planificación estatal baixo un réxime regulado, pasaron a un réxime de libre competencia. Desde o punto de vista regulamentario a nova Lei do Sector Eléctrico supuxo para os consumidores unha transformación fundamental das condicións e regras de funcionamento, entre as que se pode destacar:

a) Liberdade progresiva dos consumidores para elixir o subministrador que desexen e acordar con el as condicións e prezos do kWh. b) Liberdade da comercialización da electricidade. c) Liberdade de acceso de terceiros a rede de transporte e distribución.

129

Adquiren, polo tanto, especial transcendencia económica a liberalización de parte do mercado a traves da introducción dos consumidores cualificados, o establecemento de peaxes pola utilización da rede e a adquisición de enerxía no mercado libre. A subministración de enerxía eléctrica será regulada polas correspondentes empresas distribuidoras cando se trate de cosumidores a tarefa, ou por empresas comercializadoras no caso de consumidores acollidos á condición de cualificados (liberalizado). No novo Sistema reciben a denominación de consumidores cualificados, os clientes que en cada momento teñen recoñecida a capacidade de elixir subministración. Nos primeiros anos do novo sistema, por razóns técnicas e económicas, a posibilidade de elección da subministración estará reservada ós clientes que sobrepasen un determinado de consumo anual. No Consello de Ministros celebrado o 23 de xuño de 2000, aprobouse adiantar o calendario de liberalización do sector eléctrico do 2007 ó 2003, de maneira que nese ano, todos os consumidores poidan decidir qué compañía lles interesa contratar en función dos prezos ofertados. Así mesmo, créase un novo tipo de empresa eléctrica denominada comercializadora. Estas novas empresas terán como función principal facilitar o dereito de elección da subministración por parte dos consumidores cualificados e incrementar a competencia entre as empresas subministradoras. En concreto, encargaranse de contratar a subministración de electricidade cos consumidores cualificados. É importante clarexar que as comercializadoras non precisarán de redes propias para entregar a electricidade ós clientes. A subministración en termos físicos poderase a subministrar, ben a través de redes propias ou ben a través das empresas distribuidoras. Do que se ocuparán fundamentalmente as empresas comercializadoras será das relacións contractuais, en termos económicos e legais, cos clientes cualificados: contratación das condicións da subministración, facturación, cobro e outros servicios. Os distribuidores son aquelas sociedades mercantís que teñen á parte da distribución, as funcións complementarias de construír, manter e operar as instalacións de distribución destinadas a situar a enerxía nos puntos de consumo e proceder á súa venda a aqueles consumidores finais que adquiren a enerxía eléctrica a tarifa ou a outros distribuidores que tamén adquiran a enerxía eléctrica a tarifa. Fomentarán o uso racional da enerxía eléctrica e porán en práctica os plans de xestión da demanda aprobados pola Administración.

130

6.3.4. Perspectivas de futuro

No momento actual e co obxecto de mellorar a calidade naquelas zonas de Galicia que

presentan unha subministración deficiente, as actuacións a realizar céntranse:

1. Obras de mellora da calidade, cumprindo os puntos reflectidos na recente Lei 54/97

do Sector Eléctrico e de acordo con plans MINER.

2. Obras de mellora de infraestructura, adecuando as instalacións á potencia contratada,

de acordo coas potencias reais e a actualización das súas pólizas de abono, con

previsión do aumento da demanda.

3. Máximo mallado da rede, permitindo obter enerxía por dobre circuíto no maior

número de puntos.

4. Seguimento das situacións que permitan a prevención, localización de avarías e a

medición dos índices de calidade da subministración eléctrica.

5. Modernización do mantemento:

• Revisión termográfica de liñas.

• Utilización de transformadores móbiles.

• Utilización de traballos en tensión.

6. Solucións tecnolóxicas alternativas:

• Subestacións modulares.

• Cables forrados.

7. Instalacións de media tensión:

• Renovación de instalacións.

• Arquitectura de rede.

• Telecontrol / autoseccionadores.

8. Instalacións de baixa tensión:

• Reforzos da rede.

• Instalación de autoutransformadores reguladores de pequena potencia (10 a 25 KVA).

• Utilización da tensión de 960 V.

131

De modo inmediato débense abordar as actuacións nos ámbitos urbanos, semiurbanos

(principalmente na provincia de Pontevedra e Lugo) e no medio rural, sendo prioritarias

entre outras as seguintes obras en infraestructura:

- a subestación de Vilalba

- a subestación da Mariña Central

- as obras de infraestructuras necesarias para mellorar o Tiepi, adecuándoo ós

niveis da media española.

Como consecuencia de todo o anterior, formúlase o seguimento continuado por

comarcas, dando prioridade a aquelas zonas con peores índices de calidade da

subministración que permitan prever novas situacións da demanda, estado da rede,

calidade da subministración, etc., que as empresas electricas deben asegurar.

Considérase necesario que a administración local facilite o uso dos viais da súa

titularidade para o trazado de liñas eléctricas e contribúan á xestión dos permisos de paso,

aspecto este que está limitando gravemente o desenvolvemento de numerosas actuacións.

Infraestructuragasista

7

135

7. INFRAESTRUCTURA GASISTA

A progresiva necesidade de utilizar enerxías limpas na Unión Europea,

fundamentalmente na xeración eléctrica, deu lugar á previsión dun importante

incremento da demanda especialmente despois da posta a punto da tecnoloxía dos ciclos

combinados con turbina de gas (CCGT) para xerar electricidade a partir de gas natural.

En España, a liberalización do mercado de xeración eléctrica mediante a Lei do Sector

Eléctrico 54/1997 deu lugar a unha previsión de construcción de máis de trinta novos

ciclos combinados, que suporán unha demanda de gas de 15.000 millóns de metros

cúbicos de gas ó ano, cantidade análoga á total consumida o pasado ano.

Esta nova formulación, á que non é allea Galicia, fai perentoria a necesidade de contar a

mediados desta década cunha terminal de regasificación para atender, en condicións

competitivas, a demanda dos ciclos combinados que se construirán en Galicia como

complemento, nuns casos, e como substitución, noutros, das centrais de xeración

existentes con carbón autóctono.

A estratexia enerxética da Xunta de Galicia, recollida no Plan Enerxético de Galicia de

1995, definía a necesidade do desenvolvemento do gas natural nas próximas décadas, tanto

para xeración eléctrica, como para a súa utilización na industria e o consumo doméstico.

Actualmente, o mercado de gas natural está experimentando unha transición cara á total

liberalización desde un réxime de monopolio. A diferencia esencial de ambos sistemas

encóntrase na política de prezos:

a) No réxime de monopolio, os prezos son idénticos para todo o territorio. Fíxanse pola

Administración en función do custo das enerxías alternativas (basicamente fuelóleo

e gasóleo).

b) No mercado liberalizado, a formación de prezos está baseada nun sistema agregado

de custos desde a orixe, máis o transporte e distribución (en forma de canons e

peaxes reguladas). As peaxes establécense en función da distancia do punto de

entrada do gas ó Sistema ata o punto de consumo.

136

Este cambio está sendo gobernado pola Lei 34/1998, do Sector de Hidrocarburos, que

deu lugar a unha liberalización cautelosa que se completaría no ano 2013, e polo Real

Decreto Lei 6/2000 de medidas para acelerar a competencia, que adianta ó 1 de xaneiro

do 2003 a total liberalización do gas.

7.1. A perspectiva da utilización de gas natural

Esta fonte enerxética aparece como a solución máis atractiva para absorber unha boa parte

do incremento da demanda enerxética global cun impacto ambiental aceptable. Este

favorable posicionamento débese ó favorable impacto ambiental da utilización do gas fronte

ó resto das enerxías fósiles (carbón e petróleo), prezo competitivo e idoneidade de

utilización, tanto para a xeración eléctrica, mediante unidades de ciclo combinado, como

para a súa utilización directa para usos térmicos e de refrixeración no sector residencial e no

industrial, e de forma combinada para a desalinización e coxeración.

O nivel de reservas de gas natural multiplicouse por 3,5 desde 1968 e reflicte o crecente

interese na busca desta fonte de enerxía. O problema estratéxico asociado á súa

explotación reside no seu elevado grao de concentración en moi poucos países: o 36%

encóntrase nos países da antiga Unión Soviética e o 34% nos de Oriente Medio.

A evolución da demanda do gas estivo suxeita no pasado ás fluctuacións nos prezos.

Ata os anos 70 o prezo do gas estivera indexado cos dos fuelóleos ós que substituía

como combustible. Esta práctica daba lugar a prezos moi competitivos e favoreceu unha

rápida expansión da demanda. Entre a primeira e segunda crise de enerxía, 1973-1980,

Alxeria conseguiu que o prezo e índice de referencia fose o cru de petróleo, pretensión

desorbitada que freou o crecemento da demanda. A partir de 1984 vaise xeneralizando

unha fórmula máis realista que indexa o seu prezo cunha cesta de productos que inclúe

o petróleo, pero só de forma minoritaria, o fuelóleo lixeiro, o gasóleo e o propano, o que

lle permitiu ser competitivo con estas enerxías alternativas, e seguir a súa expansión.

137

É previsible que esta política de prezos flexible se manteña nos próximos anos, coa vantaxe adicional, para o gas, de que o procedemento de contratación máis xeneralizado toma a forma de grandes contratos a longo prazo, o que dá lugar a unha certa estabilidade. Tamén prognostícase que no futuro, continuando o proceso de adaptación ó mercado, o polinomio de indexación de prezos incluirá o prezo do carbón ó que substitúe e o prezo da electricidade xerada a partir de gas en mercados competitivos.

Sen embargo hai que subliñar que tras case unha década de prezos enerxéticos relativamente estables prodúcese unha nova crise de prezos do petróleo. Esta crise deu lugar a un incremento, ó longo do ano 1999, desde 10,36 a 25,1 $/bbl, e continuou durante o ano 2000 superando a cota de 30 $/bbl durante máis dun mes. Esta crise supuxo un retroceso nas políticas de aplicación de índices máis flexibles e adecuados ás necesidades dos consumidores finais. Por outra parte veu confirmar a menor volatilidade en materia de prezos do gas natural, que subiu un 45% fronte á do petróleo que foi superior a un 180%

A importancia que está tendo o desenvolvemento do gas natural, tanto no ámbito mundial como no europeo e o español, fai conveniente levar a cabo un exame da evolución comparada coas principais enerxías primarias, e do seu papel primordial para atender os actuais e futuros incrementos da demanda.

Na táboa recóllese a evolución comparada do consumo mundial de enerxías primarias dos tres últimos anos.

Clase de Enerxía Ano 1997 (MTEP)

Ano 1998 (MTEP)

Ano 1999 (MTEP) %

Petróleo 3.386 3.389 3.430 39,9 Gas Natural 1.990 2.016 2.074 24,2 Carbón 2.265 2.219 2.220 25,9 Enerxía nuclear 616 626 635 7,4 Hidroelectricidade 224 226 228 2,6 Total 8.482 8.477 8.587 100,0

Desde o ano 1990 ata a data, a única fonte de enerxía que veu crecer a súa participación de forma substantiva foi o gas natural, que pasou dun 20% a un 24%, mentres que o carbón declinou e as restantes enerxías experimentaron altas moi lixeiras.

As previsións dos expertos indican que esta tendencia a incrementar a súa participación manterase nas próximas décadas. A participación en España, onde o proceso de desenvolvemento do gas se iniciou con atraso, encóntrase aínda nun modesto 11%; de calquera forma, en 1990 só supoñía un 5%, pasando o consumo neses dez anos de 5,5 bcm a 15 bcm.

138

No gráfico recóllese a evolución comparada dos prezos do cru de petróleo e o gas

natural nos principais mercados mundiais: Estados Unidos, Europa e Xapón. Obsérvase

a vantaxe comparativa permanente do prezo de gas natural, especialmente en Europa,

respecto ó petróleo.

7.2. Transporte de gas: gasoductos

Na actualidade, a rede básica de transporte de gas en Galicia está formada polo gasoducto de Alta presión en 80 bares que transcorre desde Tui ata Ribadeo cunha lonxitude total de 285 km, un diámetro de 20 polgadas e unha capacidade de 225.000 Nm3/h. Este gasoducto ten unha capacidade de 3.000 millóns de termias/ano desde Portugal, e de 5.000 millóns de termias/ano desde Asturias. A súa capacidade podería elevarse ata 16.000 millóns de termias/ano coa construcción de estacións de compresión de gas en Braga e Oviedo.

Do gasoducto sae un ramal, en alta presión 80 bares e 10 polgadas, que vai desde Pontevedra a Ourense e sete ramais, en AP 16 bares, que alimentan as redes de Tui, Vigo, Pontevedra, Santiago, Coruña, Ferrol e Lugo, máis algúns ramais menores.

139

O investimento total do gasoducto Tui a Ribadeo foi de 20.096 millóns de pesetas das cais tivo unha subvención, compartida cos ramais, de 13.202 millóns de pesetas a cargo do programa Interreg II da Unión Europea. Os ramais e redes de distribución á industria da primeira fase de gasificación, cunha extensión a un total de 27 municipios, supuxeron unha canalización de 233 km e un investimento asociado de 10.146 millóns de pesetas, das cales 3.950 foron achegados pola Xunta de Galicia como subvención a fondo perdido.

Está previsto que no futuro se desenvolva a rede mediante unha serie de ramais ós principais núcleos de poboación e ós polígonos industriais.

A conexión da planta de regasificación á rede de gasoductos nacional realizarase mediante dous gasoductos de 26 e 24 polgadas en AP 80 bares que desde Mugardos unirán As Pontes con Vilalba e con Begonte. Construirase tamén un ramal Begonte a Sabón. A lonxitude total destes gasoductos será de 104 km, e terán unha capacidade total de 60.000 millóns de termias/ano, das cales ata 30.000 millóns poderán ser emitidos á Rede Nacional de Gasoductos mediante as conexións co gasoducto Tui-Ribadeo.

7.3. Transporte de gas: planta de regasificación

Galicia encóntrase entre as áreas máis afastadas dos puntos de entrada de gas á Península, a máis de 1.000 km do máis próximo. Por iso ningún dos potenciais usuarios para xeración ou a grande industria tomará a súa decisión de investir na nosa Comunidade mentres permaneza a actual situación, xa que nun sistema liberalizado a tendencia é que o gas teña que alcanzar todos os custos incorridos ata chegar ó punto de entrega, e, evidentemente, a distancia é un compoñente substantivo do custo que se reflectirá nas peaxes.

Para cambiar esta discriminación negativa respecto a outras rexións é preciso dispoñer dunha entrada propia ó Sistema Ibérico de gas natural en forma dunha terminal de recepción e regasificación de gas natural licuado.

Os estudios de viabilidade levados a cabo durante 1998 e 99 demostran que a implantación dunha planta regasificadora de gas natural licuado (G.N.L.) é técnica e economicamente viable se dispón dun mercado mínimo formado pola subministración ós ciclos combinados de gas natural que alcanzarían 1.600 MW antes do ano 2010. O investimento necesario cífrase en 35.000 millóns de pesetas.

140

A Xunta asumiu o liderado do proxecto e, coa aglutinación de vontades, o pasado 20 de

marzo asinouse un Acordo Marco entre os promotores iniciais do proxecto, ós que se

uniu o subministrador alxerino Sonatrach, para lanzar a construcción da terminal unha

vez se concluíra un estudio amplo que confirmase as premisas de existencia de mercado

estable suficiente, aprovisionamento de GNL a prezos competitivos, viabilidade técnica,

de seguridade, ambiental e administrativa, así como que a rendibilidade económica da

planta fose suficiente cos medios de financiamento dispoñibles. O resultado do informe

foi totalmente positivo polo que se tomou a decisión de ir adiante coa construcción da

terminal, que entrará en servicio en xullo do ano 2005.

O desenvolvemento da Planta de Regasificación de Galicia, no marco da vixente Lei do

sector de Hidrocarburos, 34/1998, esixe, para a súa plena eficacia, un conxunto de

actuacións, que demandan un desenvolvemento harmónico para garantir a viabilidade

do proxecto:

a) O establecemento de contratos para o aprovisionamento do gas natural licuado en

condicións competitivas para atender a demanda.

b) O dispoñer dunha planta de recepción e regasificación, cos gasoductos asociados

para chegar ós consumidores e conectarse co Sistema Peninsular de Gas.

c) O afianzamento dunha demanda estable de gas a longo prazo polos consumidores

que permitirá garantir a merca do gas aprovisionado e a utilización da planta

regasificadora por riba do seu límite de rendibilidade. Este mercado estará

constituído polo consumo de base dos ciclos combinados para xeración eléctrica e,

de forma complementaria, polas utilizacións do gas como materia prima, no

mercado industrial e de coxeración, e como posible no doméstico e comercial.

A merca de gas no mercado internacional é unha operación singular a longo prazo que

esixe importantes garantías do comprador ó vendedor e un longo período de

negociación para chegar a establecer unhas relacións baseadas na mutua confianza.

Por isto é preciso crear o procedemento de adquisición de gas natural licuado para un

período aproximado de vinte anos a partir da entrada en operación da regasificadora e

141

establecer unhas regras de colaboración entre os adquirintes e o subministrador que

permita asegurar, razoablemente, que se poderán subscribir as condicións básicas

contractuais de mercado (especialmente prezos, cantidades, calendarios de

subministración e condicións toma ou pagamento). Todo isto sen prexuízo de que cada

un dos adquirintes poida acordar libremente as condicións particulares de

subministración mediante un contrato independente subscrito co subministrador.

A terminal de regasificación e os gasoductos asociados serán construídos e operados

pola Sociedade REGANOSA. Ambas actividades -regasificación e transporte- son

actividades reguladas de acordo coa Lei. O carácter de reguladas supón que a súa única

retribución serán as peaxes de regasificación e transporte establecidos polo Ministerio

de Industria aplicados ás cantidades de gas efectivamente vehiculadas.

Por outra parte estas instalacións por lei terán que ser accesibles a calquera que poida

solicitalo. Finalmente a Sociedade de Transporte non poderá comercializar gas nin

adquirilo, coa excepción daquelas cantidades que teñan que subministrar a posibles

redes de distribución conectadas ós seus gasoductos.

En definitiva o obxecto do proxecto consiste na construcción e operación dunha planta de

recepción, almacenamento e regasificación de gas natural licuado a construír en Mugardos,

na bahía de Ferrol, e os gasoductos de transporte asociados para a subministración ós

consumidores e as conexións ó sistema de transporte de gas peninsular.

A planta foi deseñada para ser viable operativamente cunha capacidade de cruceiro de

25.000 millóns de termias/ano, aínda que será capaz de operar con ata 55.000 millóns de

termias/ano. Contará con 300.000 m3 de capacidade adicional que poderán ser utilizados

para aumentar a capacidade operativa da planta ou ben como almacenamento

estratéxico e estacional de gas para os seus clientes.

A rede de gasoductos, como xa se indicou, estará formada por dous gasoductos, o

Gasoducto Leste que irá desde a planta de Mugardos ás Pontes e Vilalba para unirse á

rede nacional, e o Gasoducto Oeste que tamén desde a planta irá a Abegondo -onde

tamén se unirá á rede nacional - Cerceda e Arteixo.

142

7.4. O mercado de gas natural en Galicia

O mercado de gas natural segméntase tradicionalmente polo tipo de utilización final que

se lle vai dar, e para estes efectos sóese dividir en utilización como materia prima,

xeración eléctrica, industrial, incluídas as súas coxeracións, comercial, incluídas tamén

aquí as súas coxeracións e doméstico.

7.4.1. Utilización como materia prima

Desde hai anos o gas natural vénse utilizando como materia prima para a xeración de

hidróxeno (para refinerías e como axente reductor), amoníaco e metano. O amoníaco e o

metanol son dous productos básicos cun mercado crecente polas súas aplicacións para a

producción de fertilizantes, plásticos e combustibles non contaminantes ou aditivos ós

combustibles tradicionais como o MTBE. Mentres a xeración de hidróxeno, ten,

inevitablemente, lugar ó lado do punto de utilización pola maior dificultade relativa de

transportar este elemento fronte ó gas natural, no caso do amoníaco e metanol a

situación é a contraria, sendo máis fácil o transporte destes productos en estado líquido,

sen necesidade de ser transportados en forma crioxénica, nin por gasoducto.

Esta dispoñibilidade de gas natural permitirá o desenvolvemento en Galicia dun entramado industrial que teña como base a utilización deste producto nos seus sistemas de producción.

7.4.2. Xeración eléctrica

A utilización de gas natural para xeración eléctrica, como se viu, vai ser un dos maiores

consumos de gas nas próximas décadas. Os ciclos combinados de gas natural (CCGT

acrónimo das iniciais en inglés "combined cycle gas turbine") están formados por unha

ou dúas turbinas alimentadas por gas natural cuns gases de escape que ceden a súa calor

a unha caldeira xeradora de vapor para mover outra turbina de vapor. No seu estado

actual, a eficiencia eléctrica, é dicir a relación entre a enerxía eléctrica producida e a

calor consumida en forma de gas natural, alcanza niveis netos superiores ó 55%, valor a

destacar se se compara co 35% de eficiencia conseguida en centrais convencionais

143

alimentadas con calquera tipo de combustible fósil. Tamén presentan a vantaxe de

consumir a terceira parte de auga de refrixeración ca unha térmica convencional.

A potencia estándar dun ciclo é duns 400 MW cando está formado por unha turbina de gas

de 265 MW e unha de vapor de 135, ou de 800 MW cando se compón de dúas turbinas de

gas da mesma potencia e unha de vapor de 270 MW. O consumo de gas por cada 400 MW,

cunha utilización de 7.300 h/ano equivalentes, é duns 5.000 millóns de termias.

O consumo de gas natural segundo a potencia que se instale para xeración de enerxía eléctrica recóllese na seguinte táboa:

Potencia (MW) Consumo Gas (bcm)

800 0,50 1.200 1,25 1.600 1,75 2.000 2,75 2.400 3,00 2.550 3,20 2.950 3,70

7.4.3. Mercado de coxeración

A coxeración en Galicia desenvolveuse nos últimos anos e, debido ó atraso na chegada do gas natural, utilizóuse como combustible fuelóleo ou gasóleo e, excepcionalmente propano. A presencia do gas natural permitirá que coxeracións en funcionamento, en execución e outras de nova implantación poidan utilizar este combustible. No horizonte do ano 2010 estímase un consumo de 12.214 millóns de termias, dos cales o mercado específico para gas natural podería alcanzar os 8.848 millóns de termias.

7.4.4. Mercado Industrial

No horizonte do 2010 o gas natural chegará a 65 municipios, o que posibilitará que máis de 350 empresas teñan acceso a este combustible, alcanzándose un consumo de 3.800 millóns de termias

144

7.4.5. Mercado doméstico e comercial A finais de 1999 a subministración alcanzou a un total de 42.800 usuarios de gas natural, subministrados mediante 542 km de canalización, que consumiron 281 millóns de termias. Outros 44.000 usuarios dispoñen de distribucións illadas de propano centralizado que no futuro poderán acceder ó gas natural. Este mercado abarca a subministración a vivendas, locais comerciais, edificios singulares, tanto privados como institucionais, e as súas coxeracións asociadas.

Ó igual que no mercado industrial, no horizonte do ano 2009 vaise estender a un total de 65 concellos subministrados a partir de redes de gas conectadas ós gasoductos, máis outros doce municipios con distribucións illadas, alimentadas mediante plantas satélites de gas natural licuado.

A poboación potencialmente subministrada será de 1.650.000 persoas, cun grao de penetración do 40%. Cunha estimación de 2,5 habitantes por vivenda terase un total de 264.000 usuarios no mercado doméstico cun consumo medio de 6.500 termias/ano o que dá unha demanda anual de 1.716 millóns de termias.

O mercado comercial e institucional estará formado por 6.950 consumidores cunha demanda anual de 635 millóns de termias.

7.4.6. Mercado total de gas natural

Centrándose no mercado captable a previsión para o ano 2010 é de 44.941 millóns de termias, o que supón unha utilización da capacidade conxunta da terminal e gasoductos do 74%.

a) Mercado doméstico e comercial. Este segmento de mercado é o máis atractivo pola

súa marxe media, situada actualmente en 4,85 ptas/termia, e a súa cantidade, 2.350 millóns de termias. Coa plena liberalización no 2003 vai ser o mercado máis competitivo e a marxe vaise repartir entre a distribuidora, que posúe as canalizacións e instalacións, os comercializadores, que son os vendedores efectivos ó usuario, e as compañías de servicio, encargadas do mantemento, inspección, lectura...

b) Mercado industrial. O mercado captable neste segmento, 3.780 millóns de termias, é razoablemente elevado e faino interesante, a pesar da súa menor marxe situada en

145

0,55 ptas/termia. Tamén neste segmento, previsiblemente, van competir as mesmas entidades comercializadoras ca no doméstico e comercial.

c) Mercado de coxeración. O prezo de venda e marxe deste segmento é análogo ó

mercado industrial, desde que desapareceu a tarifa de coxeración en xullo de 1997. Dada a importante cantidade en coxeración, 5.310 millóns de termias, e o feito de concentrarse nun número relativamente reducido de clientes, ten un interese que o converte nun mercado claramente obxectivo.

d) Mercado de materia prima. Neste caso a marxe é moi axustada pola natureza da

utilización. A pesar disto, pola elevada cantidade e pola garantía de manter a demanda a longo prazo, xúlgase interesante e tamén será un mercado obxectivo.

e) Mercado de xeración eléctrica. Trátase de mercados singulares polas cantidades de

gas consumidas, polo tipo de de contratos (a moi longo prazo), e polas marxes moi reducidas para poder competir coa electricidade xerada nos concursos de ofertas. É moi probable que cada xerador eléctrico merque o seu gas en orixe, faga o traslado á regasificadora e se limite a pagar as peaxes e canons correspondentes sen utilizar a intermediación dunha comercializadora.

7.5. As futuras liñas de desenvolvemento gasista

Os obxectivos de política enerxética da Xunta de Galicia respecto ó gas natural continúan sendo estender a dispoñibilidade desta enerxía limpa e eficiente en condicións competitivas ó territorio da Comunidade ata onde sexa economicamente factible.

Os obxectivos concéntranse en:

a) A construcción dunha terminal de regasificación en Mugardos, para contar cun

punto de entrada de gas competitivo a Galicia. b) O desenvolvemento das redes de distribución doméstica ó maior número posible de

núcleos de poboación e actuacións industriais, mediante a construcción de arterias desde os gasoductos, a extensión das redes de gas natural e a conversión das redes de propano centralizado a gas natural.

c) A separación das dúas actividades básicas - a distribución como actividade regulada e a comercialización como liberalizada - de acordo co establecido na Lei de Hidrocarburos 34/1998.

d) A utilización de plantas satélites de GNL cando sexa a alternativa adecuada para subministración a núcleos de poboación ou industrias afastadas dos gasoductos.

Enerxías renovables eoutras aplicacións enerxéticas.8

151

8. ENERXÍAS RENOVABLES E OUTRAS APLICACIÓNS ENERXÉTICAS

Este capítulo dividiuse en dous apartados: enerxías renovables e outras aplicacións

enerxéticas. No primeiro describirase a situación e previsión de desenvolvemento en

Galicia de enerxías renovables como a eólica, a biomasa, a hidráulica ou a solar. No

segundo, analizaranse as denominadas aplicacións enerxéticas, asociadas ós residuos

xerados por distintas actividades humanas, como pode ser: o aproveitamento enerxético

de residuos sólidos urbanos, os subproductos industriais ou as solucións de aforro

enerxético vinculadas ó tratamento ambiental de distintos subproductos.

8.1. Enerxías renovables

Denomínanse enerxías renovables aquelas cun recurso que se renova ou se recupera de

maneira cíclica nunha escala temporal a curto prazo.

As enerxías consideradas como renovables pola Unión Europea son:

- Eólica.

- Solar.

- Xeotérmica.

- Hidráulica.21

- Enerxía do mar: maremotriz, correntes mariñas e ondas.

- Distintas formas de aproveitamento da Biomasa:

- Biomasa forestal.

- Residuos da industria forestal.

- Cultivos enerxéticos.

- Biogás procedente de producción animal, efluentes agroalimentarios,

tratamento de augas industriais e outros.

21 No obxectivo do Libro Branco da Enerxía de alcanzar o 12% do dispoñible interior bruto de enerxía mediante fontes renovables inclúese a electricidade xerada mediante as grandes centrais hidráulicas (potencia >10 MW) ó considerar a súa fonte enerxética, a auga, como renovable. Sen embargo, frecuentemente, non é incluída entre as fontes de enerxías renovables, ó considerar que, en principio, é competitiva cos outros sistemas de xeración eléctrica, polo que non hai razón para que este tipo de enerxía reciba os sistemas de axudas previstos para o resto das enerxías renovables.

152

Na nova política enerxética da Unión Europea, que se comeza a elaborar en 1994,

considérase que as enerxías renovables son fundamentais para conseguir diminuír a

dependencia enerxética exterior e a mellora da seguridade das subministracións. Unha

maior achega das enerxías renovables permite reducir as importacións de enerxía e

consecuentemente a dependencia dos combustibles fósiles, atenuando as variacións do

prezo do petróleo e do gas.

A importancia das enerxías renovables vese reforzada, en relación con aspectos

ambientais, pola reducción dos gases causantes do efecto invernadoiro, doutros productos

contaminantes como os NOX e SO2, (causantes da chuvia ácida), e do ozono ambiental.

Ademais considéranse moi importantes as sinerxias adicionais xeradas, entre as que

destacan:

- Maior capacidade de emprego por unidade de producción que outras fontes de

enerxía, co que se poderían, crear segundo o Libro Branco, entre 500.000 e 900.000

empregos permanentes na UE.

- Desenvolvemento rexional en áreas de poboación dispersa.

- Exportación de equipos e tecnoloxías renovables a un mercado crecente.

- Incremento das posibilidades de progreso en zonas remotas de países en vías de

desenvolvemento.

Neste contexto, ó considerar que as enerxías renovables son fundamentais para alcanzar

estes obxectivos, formulouse, na Declaración de Madrid de marzo de 1994, o “Plan de

Acción para as Fontes de Enerxías Renovables”. Posteriormente, en novembro de 1996, o

Libro Verde do Parlamento Europeo recoñeceu o papel fundamental que as enerxías

renovables poden desempeñar na conservación do ambiente, na garantía do abastecemento

de enerxía e na creación de postos de traballo. En novembro de 1997 no Libro Branco da

Enerxía, defínense as liñas de actuación necesarias para duplicar a contribución das enerxías

renovables ó balance enerxético da Unión Europea no ano 2010, ou o que é o mesmo,

alcanzar o 12 % do consumo de enerxía interior bruta mediante fontes renovables.

153

A estructura de xeración necesaria para alcanzar as finalidades propostas, sería a

seguinte:

- 40.000 MW de xeradores de turbina eólica

- 90.000 ktep de biomasa

- 100 millóns de m2 de colectores solares

- 3.000 MWp de enerxía fotovoltaica

- 1.000 MWe e 2.500 MWth de enerxía xeotérmica

Na seguinte táboa resúmese o escenario obxectivo de xeración con enerxías renovables

no ano 2010:

Electricidade 1995 (ktep)

Electricidade 2010 (ktep)

Enerxía total 1995 (ktep)

Enerxía total 2010 (ktep)

Hidráulica 23.200 25.800 23.200 25.800 Minihidráulica 3.200 4.750 3.200 4.800 Xeotérmica 2.100 5.200 2.500 6.200 Biomasa 6.760 42.000 44.800 117.000 Eólica 400 6.900 400 6.900 Solar 20 260 300 4.000

Obxectivo do Libro Branco da Enerxía da UE

Paralelamente, no cume de Kyoto de decembro de 1997, a UE adoptou o compromiso

de reducir as emisións dos gases causantes do efecto invernadoiro, considerando

fundamental para tales efectos o desenvolvemento das Enerxías Renovables.

En maio do 2000 a Comisión Europea presentou un proxecto de Directiva relativo á

promoción da electricidade procedente de fontes de enerxías renovables no mercado

interior da electricidade, no que se contemplan os obxectivos que os Estados membros

deben cumprir en canto a xeración de electricidade a partir de fontes de enerxías

renovables, respecto ó consumo bruto de electricidade no ano 2010.

154

Porcentaxe (%) TWh

Alemaña 12,5 76,4

Austria 78,1 55,3

Bélxica 6,0 6,3

Dinamarca 29,0 12,9

España 29,4 76,6

Finlandia 35,0 33,7

Francia 21,0 112,9

Grecia 20,1 14,5

Irlanda 13,2 4,5

Italia 25,0 89,6

Luxemburgo 5,7 0,5

Países Baixos 12,0 15,9

Portugal 45,6 28,3

Reino Unido 10,0 50,0

Suecia 60,0 97,5

Unión Europea 22,1 674,9

Directiva Europea de Promoción da electricidade procedente de fontes de enerxías renovables.

Obxectivos por país para o ano 2010 de producción mediante FER

E-FER 1997

(%)

E-FER 2010

(%)

E-FER 1997 (%)

Sen grandes hidro

E-FER 2010 (%)

Sen grandes hidro

Alemaña 4,5 12,5 2,4 10,3

Austria 72,7 78,1 10,7 21,1

Bélxica 1,1 6,0 0,9 5,8

Dinamarca 8,7 29,0 8,7 29,0

España 19,9 29,4 3,6 17,5

Finlandia 24,7 35,0 10,4 21,7

Francia 15,0 21,0 2,2 8,9

Grecia 8,6 20,1 0,4 14,5

Irlanda 3,6 13,2 1,1 11,7

Italia 16,0 25,0 4,5 14,9

Luxemburgo 2,1 5,7 2,1 5,7

Países Baixos 3,5 12,0 3,5 12,0

Portugal 38,5 45,6 4,8 21,5

Reino Unido 1,7 10,0 0,9 9,3

Suecia 49,1 60,0 5,1 15,7

Unión Europea 13,9 22,1 3,2 12,5

Directiva Europea de Promoción da electricidade procedente de fontes de enerxías renovables. Obxectivos por país para o ano 2010

155

Na actualidade non existe un sistema europeo harmonizado para o apoio ós prezos da

electricidade FER, aínda que se prevé adoptar un futuro marco común para eles. Non

obstante precísase que desde os Estados membros se adopten distintos sistemas de

apoio, que permitan a medio prazo reducir o custo de xeración con enerxías renovables

e aumentar a implantación deste tipo de enerxía no mercado interior.

Ademais, é necesario acometer unha serie de medidas complementarias que

incrementen a xeración de electricidade FER no mercado interior da electricidade:

acceso prioritario ás redes de distribución eléctrica e reducción das barreiras normativas

co fin de axilizar os procedementos administrativos.

O R.D. 2818/1998 desenvolve un marco regulatorio e retributivo para as instalacións

acollidas ó réxime especial (renovables e coxeración), mediante o cal se establece un

sistema de primas que garante a venda da enerxía eléctrica producida a un prezo

vantaxoso. Segundo o R. D. 2818: “Os titulares das instalacións con potencia igual ou

inferior a 50 MW inscritas no Rexistro Administrativo de Instalacións de Producción en

Réxime Especial, non terán a obriga de formular ofertas ó mercado maiorista, pero terán

o dereito de vender os seus excedentes, ou, no seu caso, a producción de enerxía

eléctrica ós distribuidores ó prezo final medio do mercado de producción de enerxía

eléctrica complementado por unha prima ou incentivo”.

R = Pm + Pr ± ER, sendo R = Retribución en pesetas/kWh

Pm = Prezo mercado

Pr = Prima establecida

ER = Complemento de enerxía reactiva

A continuación indícanse as primas de venda de enerxía eléctrica establecidas no R.D.

2066/1999 (polo que se establece a tarifa eléctrica para o ano 2000), para as distintas

fontes de enerxías renovables. Sen embargo, as instalacións acollidas ós grupos B1, B2,

B3, B6 e B7 poden elixir entre o sistema de primas anteriormente indicado ou aplicar a

todas as horas un prezo total a percibir (tarifa plana).

156

GRUPO INSTALACIÓN POTENCIA

Tarifa plana (Ptas/kWh)

Prima (Ptas/kWh)

B1 Solar P ≤ 5 kW 60,00 B1 Solar P< 5 kW 30,00 B2 Eólica 10,42 4,79 B3 Xeotérmica 10,59 4,97 B4 Hidroeléctica P ≤ 10 MW 10,59 4,97 B5 Hidroeléctrica 10 < P ≤ 50 4,97 B6 Biomasa Cultivos en. 10,24 4,61 B7 Biomasa Forestal 9,89 4,26 C1 R.S.U. P ≤ 10 MW 3,50 C2 R.S.U. 10<P≤50MW 3,50 D1 Xurros porcino P ≤ 15 MW 3,76 D2 Lodos P ≤ 10 MW 3,76 D3 Outros residuos P ≤ 10 MW 2,41

Primas ás enerxías renovables segundo as tarifas eléctricas de 2000

O 30 de decembro de 1999 aprobouse o Plan de Fomento das Enerxías Renovables, co

que se pretenden alcanzar para o ano 201022 as potencias e produccións de enerxía que

se reflicten na seguinte táboa:

1990 1998 2010

Minihidráulica 611,8 MW 1.509,7 MW 2.230 MW Consumo de Biomasa 3.753 ktep 3.886 ktep 10.971 ktep

Eólica 27,2 MW 834 MW 8.974 MW Colectores Solares 294,918 m2 340,892 m2 4.840,892 m2 Solar fotovoltaica 3,2 MWp 7,9 MWp 142,9 MWp

Obxectivos para o ano 2010 do Plan de Fomento das Enerxías Renovables

22 O obxectivo do Plan de Fomento das Enerxías Renovables, ó igual có do Libro Branco da Enerxía, é alcanzar o 12% do dispoñible de enerxía interior bruta mediante FER. Sen embargo a Directiva Europea relativa á electricidade procedente de FER marca para España uns obxectivos superiores á media europea, polo que se supón que o obxectivo para España tería que ser superior ó 12% para que a UE alcance esa media.

157

8.1.1. Situación das enerxías renovables en Galicia

A administración galega asumiu os compromisos europeos e españois para o

desenvolvemento das enerxías renovables ó considerar as vantaxes asociadas a este tipo

de proxectos: conservación do ambiente, aumento da taxa de autoabastecemento

enerxético e incidencia socioeconómica.

No gráfico que figura a continuación reflíctese a situación actual das enerxías

renovables en Galicia e a distribución da potencia instalada.

Ano 1998 Ano 1999 (provisorio) XERACIÓN Potencia Producción Producción Potencia Producción Producción

Instalada

(MW) Eléctrica

(ktep) Térmica

(ktep) Instalada

(MW) Eléctrica

(ktep) Térmica (ktep)

Hidráulica 2.759 635 0 2.759 526 0 Minihidráulica 115 35 0 115 32 0 Eólica 257 30 0 487 64 0 Biomasa 40 7 228 40 8 275 Solar 0,1 0 0 0,1 0,012 0 TOTAL 3.171 707 228 3.401 630 275

Situación actual das enerxías renovables en Galicia

Distribución da Potencia Instalada en Galicia

Ren

ovab

le (5

4%)

Con

venc

iona

l 45%

Distribución da potencia instalada en Galicia en enerxías renovables

En 1998 a contribución das enerxías renovables foi do 9,3% do "dispoñible de enerxía

interior bruta" achegando 1.030 dos 11.070 ktep totais do balance enerxético galego.

Distribución da potencia instalada en enerxías renovables (ano 1998)

87%

4% 8%

1%

0% HidráulicaMinihidráulicaEólicaBiomasaSolar

158

Como se pode ver, os 3.137 MW instalados en 1998 (incluída a hidráulica de potencia

superior ós 10 MW) representan o 54% da potencia total instalada e o 34% do total da

xeración de enerxía eléctrica e o 59% do consumo galego23.

Na seguinte táboa compárase a achega de FER en 1998 en Galicia con respecto ós

obxectivos da UE e España.

Contribución das enerxías renovables ObxectivoUE

2010

Obxectivo UE-España 2010 24

Situación Galicia

1998

Respecto ó dispoñible de enerxía interior bruta 12,0 % -- 9,3 % Respecto ó consumo de enerxía eléctrica (sen considerar a gran hidráulica como E.R.)

12,5 % 17,5 % 6,0 %

Respecto ó consumo de enerxía eléctrica (Considerando a gran hidráulica como E.R.)

22,1 % 29,4 % 59,0 %

Respecto á xeración de enerxía eléctrica (sen considerar a gran hidráulica como E.R.)

-- -- 3,0 %

Respecto á xeración de enerxía eléctrica (Considerando a gran hidráulica como E.R.)

-- -- 34,0 %

Situación actual de Galicia respecto ós obxectivos en enerxías renovables da UE

Nos seguintes apartados descríbese a situación en Galicia das principais enerxías

renovables.

A) Hidráulica

Na actualidade hai 34 centrais que suman unha potencia total de 2.759 MW, (existindo

unha potencia de bombeo de 420 MW) o que representa o 17% da potencia hidráulica

instalada en España, o 45% da potencia eléctrica instalada en Galicia e, como se indicou

en apartados anteriores, o 87% da potencia instalada en enerxías renovables.

23 A achega das enerxías renovables sería máis modesta se non se considerase a gran hidráulica, xa que esta representa un 7% da potencia total instalada e un 3% da enerxía eléctrica total xerada, achegando un 6% do consumo eléctrico galego. 24 A Directiva Europea de promoción da electricidade FER marca para España o obxectivo de que o 29,4 % da electricidade proveña destas fontes, sen embargo aínda non existen obxectivos nacionais respecto á súa achega ó dispoñible de enerxía interior bruta. O Plan de Fomento das Enerxías renovables fíxao no 12%.

159

Ademais achegou durante 1998 máis do 50% da enerxía eléctrica consumida en Galicia.

A contribución da enerxía hidráulica ó balance enerxético galego depende da

pluviosidade do ano en cuestión. Por exemplo, nos anos 1994 e 1995, que foron anos

secos, a producción eléctrica neta nas centrais hidráulicas galegas só alcanzou os 464

ktep, mentres que en 1998 logrouse unha xeración total de enerxía hidráulica de 635

ktep que significou máis dun 50% da enerxía eléctrica consumida en Galicia. En 1999,

os 528 ktep xerados supuxeron un 45% do consumo.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Hidráulica Totalrenovables

Total Galicia

Pote

ncia

enM

W

0

500

1000

1500

2000

2500

Hidráulica Con renovables Consumo galego

Electricidadetotal

Kte

p

Contribución da hidráulica á xeración eléctrica Galega

A continuación relaciónanse as centrais hidráulicas existentes en Galicia e a distribución

da potencia instalada por provincias.

Potencia (MW) nº de centrais

A Coruña 277 5 Lugo 465 6 Ourense 1.941 22 Pontevedra 76 1

Distribución da potencia hidráulica por provincias

160

Centrais hidráulicas galegas

Central Potencia

(kW) xxxxxxxxxxxxxxx

Central Potencia

(kW) Eume 54.000 As Conchas 48.800 Tambre I e II 70.160 Regueiro 26.400 Castrelo (Ezaro) 28.700 Castrelo 112.000 Sta.Eugenia (Uxía) 98.144 Velle 60.000 Mandeo-Zarzo 25.600 Frieira 120.000 Montefurado 36.000 San Cristobal 11.000 Belesar 225.000 Pontenovo 39.000 Os Peares 159.000 Salas 51.000 Sequeiros 16.500 San Pedro 31.500 San Clodio 17.200 Sobradelo 40.000 San Martín 11.500 Quereño 36.000 San Sebastian 17.600 Santiago Jares 44.500 San Estevo 264.000 Prada 66.400 Alvarellos 59.200 Santiago Sil 13.500 Ponte-Bibei 255.000 Soutelo P e F 205.000 San Agostiño 58.000 Cornatel 130.000 Conso 270.000 Portodemouros 76.000

TOTAL 2.759 MW

Ó tratarse dunha tecnoloxía madura non se espera que se produzan desenvolvementos significativos, aínda que si se podería aumentar a eficiencia dalgunhas das centrais máis antigas, mediante a substitución de equipos por outros de maior rendemento.

A enerxía hidráulica continuará desenvolvendo no futuro un papel moi importante no escenario de xeración galego, aínda que a súa achega terá cada vez menor peso, polos incrementos de potencia e xeración doutras fontes de enerxía.

B) Minihidráulica

A partir de 1980, coa entrada en vigor da Lei sobre a Conservación da Enerxía, rexorde o interese polos pequenos aproveitamentos hidráulicos dado o seu carácter de enerxía renovable, o que unido a unha política de axuda e promoción a estas institucións, permitiu a construcción de novas centrais hidroeléctricas e a recuperación doutras antigas abandonadas.

En 1998 a potencia total das centrais minihidráulicas instaladas en Galicia era de 115 MW, o que supoñía o 2% da potencia instalada en Galicia e o 7,5 % da minihidráulica instalada en España.

161

A distribución por provincias da dita potencia pódese observar na seguinte táboa:


A Coruña 33 19 Lugo 12 10 Ourense 33 13 Pontevedra 37 15

Distribución por provincia das centrais minihidráulicas galegas

A contribución ó “balance enerxético galego” da enerxía producida nas centrais

minihidráulicas, depende (ó igual ca no caso da gran hidráulica), da pluviosidade do ano

en cuestión. Por exemplo, en 1998 a electricidade neta xerada alcanzou os 35 ktep (2%),

mentres que en 1999 foi de 32 ktep.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

Pote

ncia

enM

W

0

500

1000

1500

2000

2500

Minihidráulica Con renovables Consumogalego

Electricidadetotal

Kte

p

Minihidráulica Totalrenovables

TotalGalicia

Xeración galega a partir da minihidráulica

As previsións de incremento na UE, contempladas no Libro Branco da Enerxía,

preséntanse na seguinte táboa.

1995 2010

Unión Europea Enerxía Xerada (ktep)

3.200 4.750

Minihidráulica. Obxectivos da UE para o ano 2010

En España o Plan de Fomento das Enerxías Renovables, prevé aumentar a potencia

instalada de 1.500 MW (ano 1998) a 2.230 MW (ano 2010).

1998 2010

Potencia instalada (MW) 1.500 2.230

Obxectivos de España para o ano 2010

162

En Galicia aínda existen numerosos emprazamentos con potencial hidráulico suficiente

para garantir a viabilidade técnico-económica das minicentrais, estimándose o potencial

dos mesmos en 200 MW, que xerarían aproximadamente 60 ktep/ano.

Non obstante (fundamentalmente por razóns ambientais) prevese que no período 2000-

2010 se instalen como moito 100 MW, o que suporía unha xeración eléctrica adicional

de 30 ktep.

Situación 1998 Previsión 2010

Potencia instalada (MW) 115 215 Enerxía Xerada (ktep) 35 65

Galicia: Obxectivos para o ano 2010

C) Enerxía Eólica

A evolución da tecnoloxía eólica nos últimos anos foi espectacular, tanto en potencia dos

aeroxeradores, como en custo do kW instalado e en dispoñibilidade de funcionamento.

Así, a principios dos 90, a potencia media dos aeroxeradores instalados comercialmente

estaba ó redor de 200 kW, incrementándose ata 700 kW a finais da década. Na

actualidade existen alternativas comerciais de aeroxeradores de 1.500 kW e encóntranse

en fase de desenvolvemento máquinas de 3.000 kW, polo que é de supoñer que a súa

evolución continúe cara a aeroxeradores de maior potencia. No gráfico seguinte móstrase

a evolución do custo do kW instalado e a evolución da potencia media por aeroxerador.

0

50

100

150

200

250

300

86 87 88 89 90 91 92 93 96 97 98 99

ano

Cus

to K

PTA

/KW

Evolución do custo do kW eólico instalado

163

0100200300400500600700800

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998

ano

Pote

ncia

med

ia d

o ae

roxe

rado

r en

KW

Evolución da potencia media do aeroxerador

O desenvolvemento da enerxía eólica é especialmente significativo en Europa, onde está

instalada o 70% da potencia mundial, destacando a achega de países como Alemaña,

Dinamarca e España con 2.800, 1.400 e 800 MW instalados, respectivamente, en 1998.

En 1995 o enorme interese espertado polos recursos eólicos galegos, motivou a súa

ordenación por parte da Administración.

Así en xullo deste ano promulgouse o decreto 205/95 da Xunta de Galicia, que

regularizaba as autorizacións dos proxectos de aproveitamento eólico en Galicia e

vinculábaos co desenvolvemento de plans industriais na rexión.

A principal innovación deste Decreto regulador é a posta en marcha dos "Plans Eólicos Estratéxicos (PEE)", os cales deben ser propostos polos distintos promotores interesados indicando qué actuacións en investigación de recursos eólicos e qué actuacións industriais se prevén realizar co obxectivo de instalar unha serie de parques eólicos de determinada potencia.

Estes plans son sometidos á aprobación da Administración Autonómica e, neste caso, teñen carácter vinculante entre o Promotor e a Administración.

O contido esencial dos Plans Eólicos Estratéxicos céntrase en tres puntos:

♦ Plan de Investigación Eólica ♦ Programa de Investimentos ♦ Programa de Actuacións Industriais

164

No Plan de Investigación Eólica delimítanse as zonas que serán obxecto de estudio por parte do promotor e que terán preferencia para a instalación de parques eólicos. No Programa de Investimentos reflíctese a planificación de investimentos asociados ó desenvolvemento dos diferentes parques eólicos contemplados no Plan Eólico en cuestión. O Programa de Actuacións Industriais é un dos puntos esenciais dos P.E.E.. A súa finalidade é posibilitar que os investimentos asociados ós parques eólicos repercutan sobre a propia rexión a través de actuacións industriais, a creación de emprego ou a participación, no desenvolvemento dos plans, de empresas locais ou asentadas en Galicia. Como consecuencia disto, a participación galega no investimento asociado ós plans é aproximadamente do 70% . Por outro lado, pode concederse a autorización específica de proxectos á marxe da aprobación dos Plans Eólicos Estratéxicos, para o que o Decreto 205/95 crea a figura dos Proxectos en Competencia. Estes proxectos están en todo caso sometidos á lexislación autonómica na materia ambiental25. Na actualidade hai aprobados 14 plans eólicos estratéxicos, os cales levan asociados 12 actuacións industriais.

PROMOTOR TECNÓLOGO POTENCIA PREVISTA (MW)

DURACIÓNDO PLAN

(anos)

NÚMERO DE ÁREAS

INVESTIMENTO

PREVISTO

(MPTA)

DESA DESA 283 7 9 40.563 EASA ECOTÈCNIA 98 5 7 14.445 MADE MADE 443 10 17 71.426 EUROVENTO BAZAN-BONUS 525 10 10 78.600 GAMESA GAMESA 600 10 20 84.000 HIDROENER 46 10 5 6.900 IBERDROLA GAMESA 120 7 6 19.800 INEUROPA MICON 240 5 4 30.003 PEGSA MICON 75 8 3 12.000 UFEE S.A. MICON 384 10 17 58.135 ELECNOR 125 6 15 15.960 H.G.P. 110 7 7 18.700 ENGASA 50 10 6 7.500 FERGO-GALICIA 36 6 2 5.400

TOTAL 3.135 128 463.432

Plans Eólicos Estratéxicos aprobados

25 Fundamentalmente Decreto 327/91 e Decreto 442/90

165

Distribución das áreas de investigación aprobadas no P.E.G.

Nos gráficos que a continuación se acompañan obsérvase a evolución anual da potencia

instalada na nosa Comunidade e a evolución da potencia total en funcionamento.

0

50

100

150

200

250

MW

1996 1997 1998 1999

MW instalados/ano

Potencia instalada anualmente

050

100150200250300350400450500

MW

1996 1997 1998 1999

MW totais en funcionamento

Evolución da potencia total en funcionamento

166

A finais de 1999 había 26 parques eólicos en funcionamento cunha potencia de 490 MW, encontrándose 190 MW en construcción.

PARQUE EÓLICO Coriscada Muras Serra do Cando Monte do Seixo Cando Muras II Paxareiras I Paxareiras II A Vicedo Paxareiras II F ( A Ruña) Capelada Capelada II Barbanza Barbanza II

á

á

Parques eólicos en funcionamento

Os investimentos realizados e o emprego xerado polos diferentes Plans Eólicos permiten situar a Galicia nunha posición destacada no desenvolvemento tecnolóxico da enerxía eólica. As principais actuacións industriais contempladas nos plans eólicos estratéxicos aprobados superan na actualidade os obxectivos inicialmente previstos.

Na seguinte táboa móstrase o emprego xerado nas actuacións industriais que se desenvolveron.

ACTUACIÓNS PROMOTOR EMPREGO Fábrica Ensamblaxe GAMESA 31 Fábrica pas GAMESA 151 Bazán Turbinas EUROVENTO 150 Fábrica pas L.M. (As Pontes) MADE 60 Planta de ensamblaxe multiplicadores (A Coruña) MADE 20 Planta de ensamblaxe aerox. (Lugo) DESA 40 Fábrica de pas (Santa Comba) DESA 40 Fábrica torres (Sabón) DESA 40 Fábrica de cadros (Vigo) DESA 11 Fábrica de ensamblaxes aerox. NEGMESA (Viveiro) INEUROPA 43 Fábrica de ensamblaxes aerox. (Somozas) EASA 54 Mecanización e góndolas (A Coruña) NORDTANK 10 TOTAL 650

Emprego xerado nas actuacións industriais

167

Ademais o plan eólico ten unha gran repercusión na actividade doutras empresas gracias

á subcontratación de traballos ou compra de compoñentes. Outra actividade que xera unhas importantes cifras de emprego é a construcción dos

parques. Estímase que co ritmo actual de construcción o emprego asociado a esta

actividade é de 600 traballadores.

Estes investimentos tamén interveñen de maneira significativa na xeración de emprego

en actividades de promoción de proxectos, enxeñería e elaboración de estudios de

impacto ambiental.

Analizando globalmente os aspectos

anteriormente indicados, a incidencia do

Plan Eólico de Galicia no emprego e

investimento total xerados é a seguinte:

A achega da enerxía eólica ó balance enerxético galego, ó igual ca no caso da grande

hidráulica, depende en gran medida das condicións meteorolóxicas de cada ano. O

incremento da potencia instalada en enerxía eólica provocou un aumento significativo da

enerxía xerada. Así en 1998 a electricidade neta xerada alcanzou os 30 ktep, mentres que

en 1999 foi de 64 ktep. A instalación de 3.000 MW de enerxía eólica, achegaría un total

de 650 ktep (50% da enerxía eléctrica consumida actualmente na nosa Comunidade).

4000 5000 6000 7000

Pote

ncia

en

MW

Potencia e xeración eléctrica a partir da enerxía eólica en Galicia

EMPREGO

ACTUACIÓNS INDUSTRIAIS 650 COMPRA DE COMPOÑENTES 550 CONSTRUCCIÓN DE PARQUES 600 ENXEÑERIA E PROMOCION 300

TOTAL 2.100

INVESTIMENTO TOTAL % INVEST. GALICIA

75.000 74,5

* OBXECTIVOS PEEG FABRICACION 70% EN GALICIA * INVESTIMENTO TOTAL EN GALICIA 74,5%

168

A UE considera fundamental incrementar a potencia eólica instalada na actualidade para

alcanzar os obxectivos marcados no Libro Branco da Enerxía. Para isto fixouse o

ambicioso obxectivo de instalar 40.000 MW no horizonte do 2010.

Unión Europea 1995 2010

Potencia instalada (MW) 2.500 40.000 Enerxía Xerada (ktep) 400 6.900

Eólica. Obxectivos da UE para o ano 2010

En España, O Plan de Fomento das Enerxías Renovables considera tamén un

incremento significativo da potencia instalada, ó prever un aumento de 834 MW a 8.974

MW durante o período 1998-2010.

1998 2010

Potencia instalada (MW) 834 8.974 Enerxía Xerada (ktep) 400 6.900

Eólica. Obxectivos de España para o ano 2010

En canto a Galicia, tal e como se indicou no apartado anterior, estímase un gran

potencial de aproveitamento desta enerxía ó existir emprazamentos que permitirían

instalar uns 7.000 MW, polo que se estiman unhas reservas de 1.500 ktep. No período

2000-2010, prevese instalar 2.500 MW, alcanzándose unha potencia total de 3.000 MW

e unha xeración de 650 ktep.

Situación 1998 Previsión 2010

Potencia instalada (MW) 257 3.000 Enerxía Xerada (ktep) 30 700

Eólica. Previsión xeración eólica para o ano 2010

169

D) Biomasa

A biomasa é a principal fonte enerxética renovable en termos absolutos, achegando en

1997 o 3% do consumo enerxético total da UE. A Comisión, no seu "Libro Branco da

Enerxía", considera imprescindible o incremento da achega enerxética da biomasa, ata

alcanzar o 8,5% do consumo total.

A gran variedade de materias incluídas no concepto de biomasa, permite formular

diversas alternativas enerxéticas. A clasificación podería realizarse por tipo de biomasa

(forestal, agrícola, cultivos enerxéticos, residuos de industrias agroalimentarias...), por

tipo de tratamento (combustión directa, pirolise, gasificación, dixestión anaeróbica,

fermentación alcohólica, densificación, fundamentalmente) e por métodos de

aproveitamento enerxético (térmico, eléctrico e transporte).

As principais alternativas para o seu aproveitamento enerxético agrúpanse en tres áreas: biomasa forestal residual, biocombustibles líquidos e biogás.

Biomasa Forestal Residual

Neste apartado inclúese a biomasa procedente de sistemas forestais arborados, xerada

nos tratamentos silvícolas sobre voos arbóreos (como as claras, os clareos, os residuos

obtidos nas cortas a feito, a procedente de rozas e arranques sobre matogueira) e os

residuos de industrias de primeira e segunda transformación da madeira.

O aproveitamento da biomasa forestal residual realízase fundamentalmente para

xeración de calor en procesos industriais, en centrais termoeléctricas, e no sector

doméstico para calefacción.

A utilización da biomasa nunha central termoeléctrica é unha alternativa interesante xa

que a enerxía eléctrica producida retribúese co importe do mercado por xunto e cos

incentivos previstos no R.D. 2818/1998.

O aproveitamento da biomasa forestal residual ofrece as seguintes vantaxes:

170

- Contribúe á limpeza do monte e reduce os riscos de incendios, ó tempo que

facilita a súa extinción.

- Diminúe a necesidade de queimas controladas o que evita outra causa

frecuente de incendios e de contaminación ambiental.

- Evita os problemas derivados de vertidos incontrolados de residuos e

subproductos.

- Mellora o estado fitosanitario dos montes reducindo o risco de pragas.

- Facilita e contribúe á realización de plans de silvicultura que garantan a

conservación de montes e matogueiras.

- Xera un importante volume de man de obra no contorno rural onde se sitúe.

O aproveitamento enerxético da biomasa forestal no sector doméstico rural, a partir da

combustión da leña e outros residuos vexetais, aínda desempeña hoxe en día un papel

importante, a pesar de substituírse por combustibles sólidos ou electricidade.

Na actualidade existen sistemas de transformación da biomasa leñosa en combustibles

sólidos de fácil manexo e utilización en estufas e caldeiras de calefacción domésticas

(pellets).


A Coruña 1,30 2 Lugo - Ourense 2,35 1 Pontevedra 36,80 1

Distribución por provincia da potencia instalada en biomasa

Estas centrais produciron en 1998 57 ktep de enerxía final, dos cales 50 ktep

corresponden a calor e os restantes 7 ktep a electricidade.

En 1999, a Xunta de Galicia, con obxecto de avaliar as posibilidades de subministración

en condicións sostidas de cantidades e prezo de biomasa para alimentar varias centrais

termoeléctricas, elaborou un inventario das existencias de biomasa residual procedentes

dos sistemas forestais (podas, claras, clareos, restos de cortas finais, e outras),

171

estimándose un recurso de 995.000 Tm/ano. Esta cantidade permitiría instalar 100 MW a

partir do combustible xerado na limpeza de montes. A enerxía xerada a partir da dita

potencia sería de 70 ktep. No período 2000-2010, prevese instalar uns 50 MW.

Actualmente estase analizando a viabilidade técnico-económica dun proxecto de 10

MW de potencia na zona norte das provincias da Coruña e Lugo. Preténdese que o

proxecto contribúa a desenvolver un plan de aproveitamento enerxético da biomasa na nosa

Comunidade que axude a xerar uns niveis de emprego locais importantes á vez que dea un

novo sentido ó coidado dos nosos montes.

En 1998 a producción enerxética no sector doméstico a partir da biomasa foi de 178

ktep. Estímase, non obstante, que o consumo descenderá como consecuencia da

substitución de biomasa por outros combustibles.

Biocombustibles líquidos

A biomasa permite obter combustibles líquidos que substitúen, de momento modestamente,

ós combustibles fósiles de automoción. Estes combustibles son de dous tipos:26

- Derivados de materia oleaxinosa, a partir da cal, mediante un proceso de

esterificación obtense o biodiésel, un substituto do gasóleo.

- Alcohois obtidos de grans de cereal, tubérculos ou cana, que se poden

utilizar directamente en certos motores, ou transformar en compostos ETBE,

que se mesturan coas gasolinas e substitúen ós aditivos antidetonantes

tradicionalmente utilizados.

Os biocarburantes resultan actualmente bastante máis caros cós combustibles

tradicionais ós que pretenden substituír. Por ese motivo, se se pretende conseguir o seu

desenvolvemento significativo, precisan recibir axudas públicas a través de subvencións

directas ou mediante un tratamento tributrario favorable.

26 Os biocombustibles líquidos pódense obter a partir de residuos agropecuarios ou cultivos enerxéticos. Países como Brasil apostaron fortemente en cubrir unha parte importante dos seus combustibles de automoción con alcohol de cana. Outros países como Francia, Alemaña, Italia ou Estados Unidos producen biocombustibles líquidos como vía para manter a actividade agrícola e para lograr a substitución de combustibles fósiles.

172

A Unión Europea pretende que o consumo de biocombustibles líquidos obtidos, a partir de materias primas agrícolas de producción propia, alcance unha cota do 5% no mercado dos combustibles de automoción no ano 2005.

A pesar de que a tecnoloxía dos biocombustibles líquidos aínda non está excesivamente desenvolvida en Galicia, na actualidade están en marcha varios proxectos de investigación, entre os que destaca a obtención de biofuel a partir do toxo. Aínda que o clima de Galicia non é propicio para a obtención de biocombustibles a partir de cultivos enerxéticos, estase desenvolvendo o proxecto Bioetanol Galicia (Curtis) no que a partir de cereal importado (trigo, cebada ou millo) prodúcese etanol, que será utilizado como combustible para automoción. A futura planta producirá 65 ktep de combustible. Biogás

Entre os combustibles que se poden obter a partir da biomasa encóntrase o biogás procedente de producción animal, efluentes agroalimentarios, tratamento de augas residuais e vertedoiros.

O gas obtido pódese utilizar como combustible para calefacción ou queimar nun motor diesel para xerar electricidade.

As explotacións gandeiras porcinas xeran gran cantidade de xurros, cunha alta concentración de amoníaco (5.000 ppm), o que provoca contaminación por nitratos de augas subterráneas e superficiais. Na actualidade existen dous procedementos de tratamento de xurros:

- mediante unha planta termoeléctrica de secado, que non permite un

aproveitamento enerxético dos residuos. - mediante unha planta de dixestión anaerobia que orixina un biogás que se

queima en motores de ciclo Otto. Estas plantas necesitan evolucionar tecnoloxicamente, e mellorar a súa rendibilidade como consecuencia dos altos investimentos e dos custos de recollida e transporte dos xurros.

Actualmente pódese obter biogás a partir do tratamento de augas residuais. Neste ámbito os procesos actualmente seguidos nas plantas depuradoras de auga, permiten o aproveitamento enerxético do gas obtido e a utilización dos lodos como fertilizantes, substitutivos dos químicos.

173

Tamén obtense biogás nas plantas de tratamento de RSU (Residuos Sólidos Urbanos) a

través dun proceso anaerobio, a partir da trituración previa de lixos. Este proceso

favorece, ademais, a compactación coa conseguinte reducción de volume. O gas así

obtido componse fundamentalmente de metano e dióxido de carbono.

Nestes momentos estase estudiando en Galicia a viabilidade de diferentes proxectos de

aproveitamento de biogás.

Entre eles destacan os das Estacións depuradoras de augas residuais (EDARs), das cales

xa foi autorizado un proxecto de 0,24 MW en Ourense. Este mesmo concepto poderíase

desenvolver nas EDAR das vinte principais cidades galegas, o que significaría unha

producción enerxética de 13 ktep. O aproveitamento final do recurso dependerá do seu

desenvolvemento tecnolóxico.

Respecto ó biogás procedente das plantas de tratamento de RSU está autorizada a

instalación dunha central de biogás de 6.27 MW na Coruña que suporá unha producción

enerxética de 4,6 ktep.

Con respecto ó aproveitamento enerxético de xurros, non existen instalacións que

aproveiten de maneira significativa o biogás xerado, pois a tecnoloxía empregada

atopase en fase desenvolvemento e non permite, ainda alcanzar os ratios de

rendibilidade mínimos. Polo contrario, estanse desenvolvendo proxectos de tratamentos

de xurros, baseados no seu secado, ós cales asociasen plantas de coxeración para cubrir

as necesidades térmicas e eléctricas dos procesos de tratamento.

O Libro Branco da Enerxía da UE fixa como obxectivo incrementar a achega da

biomasa ó consumo enerxético do 3 ó 8,5%. Marca como referencia unha producción de

90.000 ktep coas seguientes contribucións: 15.000 ktep provenientes do biogás

(producción animal, tratamento de augas residuais, vertidos... ), 30.000 ktep de residuos

agrícolas e forestais e 45.000 ktep de cultivos enerxéticos.

Electricidade 1995 (MW)

Electricidade 2010 (MW)

Enerxía final 1995 (ktep)


Xeración 6.760 44.800 42.000 117.000

Obxectivo biomasa Europa 2010

174

En España, o Plan de Fomento das enerxías renovables prevé un aumento moi significativo do consumo de biomasa:

Enerxía primaria 1999 (ktep)

Enerxía primaria 2010 (ktep)

España 3.886 10.971

Obxectivo biomasa España 2010

En Galicia prevese a instalación de 50 MW en centrais termoeléctricas de biomasa forestal e o desenvolvemento de plantas de biocombustible, o que compensará o descenso esperado do consumo de biomasa no sector doméstico.



Galicia 235 280

Previsión biomasa Galicia 2010

O desenvolvemento previsto está condicionado pola evolución tecnolóxica, e pola

reiterada diminución do consumo no sector doméstico.

E) Solar

A radiación solar é distinta dunhas zonas a outras da Terra. A latitude é un parámetro

básico nesta valoración, pero hai que ter en conta os filtros naturais (nubes, brétemas, e

outros) que reducen o nivel de radiación de forma diferente en cada emprazamento.

A pesar de que na actualidade a presencia da enerxía solar na nosa comunidade non é

significativa, pódese dicir que está avanzando de forma continua, tanto en captadores de baixa

temperatura para subministración de auga quente, como no relativo a paneis fotovoltaicos.

Entre as instalacións máis representativas encóntranse:

- Placas solares nas Illas Cíes. - Balneario de Arnoia. - Faro de Ons.

175

Merece especial mención o desenvolvemento que experimentou a enerxía solar

fotovoltaica no contorno marítimo: en repetidores de radiofrecuencia, emisores de sinais

marítimos e faros do literal galego.27

A UE, no seu Libro Branco, prevé un aumento significativo na instalación de enerxía

solar, tal e como se reflicte na seguinte táboa:

Xeración

1995 (ktep) Xeración 2010

(ktep)

Solar fotovoltaica 2 260

Solar térmica 300 4.000

Total solar 302 4.260

Obxectivos da UE para o ano 2010

En España, tendo en conta o elevado potencial existente de enerxía solar, deséxase

aumentar de forma considerable o número de instalacións desta natureza:

1998 2010

Solar térmica 340.892 m2 4.840.892 m2 Solar fotovoltaica 8,6 MW 144 MW


As previsións de desenvolvemento da enerxía solar en Galicia están moi condicionadas

polos futuros desenvolvementos tecnolóxicos, que deberían permitir unha diminución

dos custos actuais por kW instalado, posibilitando o investimento. Neste escenario

espérase que a finais do ano 2010 se encontren instalados uns 5 MWp de paneis solares

e uns 40.000 m2 de paneis térmicos. Para iso será fundamental o uso deste tipo de

enerxías en núcleos de vivendas rurais illadas.

27 Así mesmo hai instaladas placas solares en hoteis, chalets e en centros experimentais, na ETS de Enxeñeiros Industriais de Vigo e existen módulos fotovoltaicos de apoio á subministración de auga potable mediante bombeo en Rairiz da Veiga (Ourense). Tamén hai que subliñar o aproveitamento térmico da enerxía solar nas típicas "galerías", as cales son un importante elemento termorregulador na climatización da vivenda galega.

176

Previsión 2010

Solar térmica 40.000 m2 Solar fotovoltaica 5 MW

Previsión Galicia para o ano 2010

Segundo esta previsión, a achega de enerxía solar ó balance enerxético sería duns 2 ktep, cifra pouco significativa para os efectos de planificación enerxética.

F) Xeotérmica Denomínase enerxía xeotérmica aquela que procede da calor almacenada no interior da terra e que, ás veces, maniféstase na cortiza terrestre en forma de augas termais, fumarolas ou outras.

Na seguinte táboa indícase o número de fontes xeotérmicas existentes en Galicia con temperatura de surxencia superior a 20ºC, das que soamente existen depósitos con temperatura de surxencia maior de 60ºC na provincia de Ourense.

PROVINCIAS Nº de fontes Tª > 20ºC Coruña 3 Lugo 3 Ourense 25 Pontevedra 7 TOTAL 38

Fontes xeotérmicas galegas

A continuación indícase o potencial hidrotérmico superficial de Galicia:

Caudal (l/s) Temperatura (ºC) Enerxía (tep/ano) A Coruña 37,0 35,8 2.567 Lugo 5,4 40,9 509 Ourense 95,7 44,5 9.046 Pontevedra 89,4 50,0 10.095 TOTAL 227,5 22.217

Potencial xeotérmico galego Fonte: IDAE

177

O potencial de enerxía xeotérmica de Galicia oscila entre 120 e 30 ktep/ano. Non

obstante, dado que a súa temperatura non alcanza os 100ºC, o seu aproveitamento para

xeración eléctrica é variable. Soamente serían aproveitables mediante 30 MWth,

bombas de calor, que supoñerían a xeración de 12 ktep. Sen embargo os resultados

previsibles son inferiores pola escasa rendibilidade dos investimentos.

A enerxía xeotérmica contribúe escasamente á producción total da enerxía renovable na UE.

Calcúlase que a capacidade de producción xeotérmica de electricidade da UE (500 MW

en 1997), poderíase duplicar no 2010. Pola súa parte, a calor xeotérmica de baixa

temperatura destínase en aplicacións domésticas. A capacidade da Unión Europea neste

campo era de 750 MWth e concentrábase en Francia e Italia. No ano 2010 poderíanse

alcanzar os 3.500 MWth.

En España o Plan de Fomento das Enerxías Renovables (P.F.E.R.) non contempla

obxectivos concretos de producción xeotérmica, por canto estes son de difícil cuantificación

e por non dispoñerse da tecnoloxía adecuada que permita a súa explotación comercial.

Do mesmno modo considérase que a achega da enerxía Xeotérmica ó balance

enerxético galego non será significativa no ano 2010.

G) Enerxía maremotriz

O movemento das augas dos océanos supón unha fonte de enerxía practicamente

inesgotable, pero de difícil aproveitamento. A dispersión desta enerxía e a corrosividade

das augas do mar, entre outras causas, supón problemas prácticos aínda non amañados.

Existen diversas alternativas para o aproveitamento da enerxía do mar: enerxía das

mareas, das ondas, das correntes mariñas e a conversión da súa enerxía térmica. Delas

deben destacarse o aproveitamento da enerxía das mareas e o das ondas.

As perspectivas de desenvolvemento a curto prazo da enerxía das mareas son mínimas,

pola baixa rendibilidade e a elevada agresión ambiental que supón.

178

Diferente valoración merece a enerxía das ondas. O problema inherente a esta fonte renovable é a súa baixa densidade de enerxía, ó que se une a súa difícil explotación. Sen embargo, a enerxía dispoñible é grande, xa que a potencia media en mar aberto en Galicia é aproximadamente de 35 kW/m, baixando considerablemente nas proximidades da costa, onde é duns 5 kW/m. Con estas consideracións o potencial de Galicia en enerxía das ondas sería de:

Potencia (MW) Enerxía (ktep/ano)

Costas da Coruña 6.130 5.000 Costas de Lugo 2.630 2.000 Costas de Pontevedra 1.480 1.000 TOTAL 10.240 8.000

Potencial Galego en enerxías das ondas

Debido ás limitacións ambientais, técnicas e económicas, o dito potencial é inalcanzable na

actualidade e o seu desenvolvemento dependerá en gran medida da evolución tecnolóxica.

En Galicia existen aproveitamentos illados de pequena potencia, con boias tipo Nasuda,

en distintos puntos da costa, empregados para sinalización marítima.

O proxecto de investigación máis significativo que se suscitou é o denominado “Olas

1.000” cunha potencia total de 1 MW.

Nin o Libro Branco da UE nin o Plan de Fomento das Enerxías Renovables en España

contemplan obxectivos concretos respecto á enerxía que se obtén do mar. Non obstante,

estanse realizando importantes esforzos en investigación e desenvolvemento para o

aproveitamento deste recurso.

8.1.2. Obxectivo 2010

A partir das conclusións dos apartados anteriores, o escenario de xeración enerxética

previsto para o ano 2010 sería o seguinte.

179

Ano 2010 XERACIÓN Potencia Producción media de Instalada (MW) Enerxía final (ktep) Hidráulica 2.759 525 Minihidráulica 215 65 Eólica 3.000 700 Biomasa 93 280 Outras renovables 0 4 TOTAL 6.067 1.574

Situación prevista en Galicia en 2010 respecto ós obxectivos da UE

Contribución das enerxías renovables Obxectivo

UE 2010

Obxectivo UE-España

2010

Previsión Galicia (1) 2010

Respecto ó consumo de enerxía eléctrica (sen considerar a gran hidráulica como E.R.) 12,5 % 17,5 % 50 %

Respecto ó consumo de enerxía eléctrica (Considerando a gran hidráulica como E.R.) 22,1 % 29,4 % 83 %

Previsión xeración renovables 2010

(1) Considerouse un incremento anual do consumo de enerxía eléctrica en Galicia dun 2 %, o que significaría pasar dun consumo de 1.300 ktep en 1999 ó redor dos 1.600 ktep no 2010.

8.2. Outras aplicacións enerxéticas Neste apartado, o estudio das aplicacións enerxéticas realizarase en base á seguinte clasificación: R.S.U., residuos industriais, enerxías residuais e tratamentos enerxéticos residuais28.

Pese a que este tipo de aplicacións enerxéticas non provén de fontes de enerxía renovables, incluíronse no Libro Branco, debido ó problema que representan os residuos para o ambiente e á necesidade de minimizar o seu impacto, reciclándoos e, se é posible aproveitándoos enerxeticamente. En 1998 a potencia instalada en Galicia neste tipo de aplicacións enerxéticas era de 41 MW.

28 Coa denominación de residuos desígnanse, en xeral, todas aquelas materias xeradas nas actividades de producción e consumo que non alcanzan, no contexto no que son producidas, ningún valor económico. Isto pode ser debido tanto á falta de tecnoloxía adecuada para o seu aproveitamento, como á inexistencia dun mercado para os productos recuperados.

180

Potencia noutras Aplicacións Enerxéticas

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

Pot. Aplic. Energ. Pot. Renovables Pot. Total

Potencia instalada noutras aplicacións enerxéticas

A) R.S.U.

En Galicia xéranse anualmente máis de 800.000 Tm de R.S.U. Para o seu tratamento, o

Plan Sogama dispón dunhas instalacións cunha capacidade de tratamento anual de máis de

600.000 Tm. Prevese que a planta termoeléctrica entre en funcionamento a finais do ano

2000. A potencia prevista é de 50 MW xerando unha enerxía eléctrica anual de 35 ktep.

Para que este proceso sexa realizable é preciso unha achega de calor adicional, que será

subministrada por unha planta de coxeración con motores que utilizarán como

combustible gas natural.

Por outra parte, encóntrase en fase de autorización administrativa unha planta de

coxeración naCoruña que utiliza como combustible biogás de vertedoiro e que ten unha

potencia de 6,28 MW.

Non se prevén maiores actuacións neste campo, polo que a achega final ó balance

enerxético será de 35 ktep.

B) Residuos Industriais

Na actualidade en Galicia estanse realizando aproveitamentos enerxéticos dos residuos

industriais. A continuación cítanse os máis importantes.

181

- Licores negros

Na fabricación de pasta de papel, xéranse residuos (licores negros) que se utilizan para xerar calor e electricidade. En 1998 obtívose a partir destes residuos unha enerxía de 119 ktep.

- Aceites usados e Residuos Marpol tipo A, B e C En 1998 autorizouse a dúas empresas galegas a recollida e tratamento de aceites usados e residuos de embarcacións. Actualmente encóntranse en fase de tramitación administrativa catro plantas de coxeración que utilizarán como combustibles este tipo de residuos.

- Dúas plantas de 7,35 MW/ud. que utilizarán como combustible aceites. - Unha planta de 7 MW que utilizará como combustible aceite residual de

talleres, industrias e barcos, cunha capacidade de tratamento prevista de 22.000 Tm/ano.

- Unha planta para o tratamento integral dos Residuos Marpol.

A Lexislación Europea obriga a rexerar polo menos un 20% dos aceites lubricantes tratados. Considerando que en Galicia xéranse anualmente unhas 30.000 Tm de aceites lubricantes, débense rexerar 6.000 Tm, quedando para uso enerxético 24.000 Tm, o que supón un aproveitamento enerxético de 14 ktep.

No caso dos residuos Marpol, a cantidade a reciclar estímase en 15.000 Tm, o que permitirá obter 8 ktep.

- Pneumáticos Os pneumáticos posúen un alto P.C.I. (7.726 kcal/kg). Estímase que en Galicia se recollen anualmente unhas 24.000 Tm de pneumáticos usados, o que permitiría instalar unha central de valorización enerxética de 15 MW. Sen embargo considérase que de aquí ó ano 2010 unicamente se instalarán plantas de tratamento para aproveitar enerxeticamente 12.000 Tm/ano, polo que a enerxía final obtida será duns 3 ktep.

182

C) Enerxías Residuais

A única enerxía residual que se utiliza actualmente en Galicia é o gas de refinería obtido

no proceso de refinamento do petróleo, que se queima nunha planta de coxeración de 41

MW e nos fornos da refinería para xerar calor. En 1998, a enerxía final obtida foi de

123 ktep. Así mesmo utilízanse como combustible os residuos de limpeza dos tanques,

queimándoos no croquer.

D) Tratamentos Enerxético-Ambientales.

Para o ano 2010 prevese que haxa instalados 50 MW baseados neste tipo de tratamentos a

partir dos cales será posible obter unha enerxía final de 15 ktep.

E) Enerxías residuais no 2010

Na seguinte táboa resúmese a achega das enerxías residuais en Galicia en 1998.

Enerxía final 1998 (ktep) R.S.U. - Residuos Industrias 125 Enerxías Residuais 123 Tratamentos enerxéticos ambientais - TOTAL 248

Xeración galega mediante enerxías residuais no ano 1998

Enerxía eléctrica 1998

34%

3%

63%

Convencional

Renovables

Outras aplic.enerx.

Enerxía Térmica 1998

18%

15%

67%

Convencional

Renovables

Outras aplic.enerx.

Achega das aplicacións enerxéticas ó balance galego

183

Na UE, o V Programa Marco, relativo á Enerxía, Ambiente e Desenvolvemento

Sostible, recomenda a adopción de certas medidas de fomento do uso sostible dos

recursos, entre os que se encontra a maximización do reciclado e a reutilización dos

materiais que compoñen os R.S.U.

En España, o Plan de Fomento das Enerxías Renovables pretende que a valorización

enerxética dos residuos sólidos triplique, no ano 2010, a producción de finais de 1999.

1998 2010 Potencia

(MW) Enerxía primaria (ktep)

Xeración eléctrica (ktep)

Potencia (MW)

Enerxía primaria (ktep)

Xeración eléctrica (ktep)

R.S.U. 94 247 50 262 683 159


En Galicia, tal e como se considerou nos apartados anteriores, estímase que a xeración

mediante aplicacións enerxéticas será a seguinte:


R.S.U. 35 Residuos industriais 90 Enerxías residuais 176 Tratamentos enerxéticos ambientais 15

TOTAL 316

Previsión Galicia para o ano 2010

Aforro eeficiencia enerxética

9

187

9. AFORRO E EFICIENCIA ENERXÉTICA

Dentro das políticas enerxéticas deseñadas polos países industrializados, particularmente

naqueles como o noso que non dispoñen de recursos enerxéticos abundantes, o uso

racional da enerxía cos aforros de todo tipo que comporta, pasa a ser invariablemente un

dos obxectivos prioritarios.

A isto debemos engadir que nos nosos días o aforro enerxético responde non só a un

motivo de escaseza de recursos, senón tamén á necesidade de preservar ó ambiente, xa

que, como consecuencia da utilización de combustibles fósiles, prodúcense

concentracións de CO2 e doutras substancias contaminantes na atmosfera, que provocan

aumento da temperatura ambiental e o conseguinte cambio climático.

Por estes e outros motivos de carácter económico, os cidadáns deben dispoñer da

información e dos coñecementos necesarios que lles permitan racionalizar as súas

actuacións no ámbito enerxético e valorar as súas consecuencias sobre o ambiente e o

custo da enerxía.

Calquera medida dirixida a mellorar a eficiencia enerxética e a reducir o consumo,

influirá positivamente no ratio "consumo de enerxía / P.I.B." e contribuirá á achega dun

desenvolvemento sostible.

9.1. Sector industrial

Durante a década dos oitenta, a Xunta de Galicia realizou gratuitamente diagnósticos e

auditorías enerxéticas en máis de 500 empresas gallegas.

Estes estudios mostraron o altísimo interese das estratexias de aforro e diversificación

enerxética en Galicia, dado que as posibilidades eran grandes, e aínda os consumos

específicos eran elevados, a dependencia dos productos petrolíferos moi alta, e o nivel

de utilización de fontes de enerxía renovables, baixo.

A caída dos prezos dos combustibles fósiles e as considerables vantaxes económicas e enerxéticas dos proxectos de coxeración fomentaron a implantación destas

188

infraestructuras en 64 industrias galegas, o que contribuíu a aumentar a eficiencia enerxética global. A finais de 1999 había instalados 438 MW eléctricos cunha xeración de enerxía eléctrica de 235 ktep/ano. A realización destes proxectos supuxo o aforro de 248 ktep/ano e evitou a producción de 188.000 T/ano de CO2, 7.200 T/ano de SO2 e 1.675 T/ano de NOx 29. O escenario enerxético actual, no que destaca o repunte histórico do prezo dos combustibles fósiles e a entrada en vigor da Lei do Sector Eléctrico (que non só modificou o marco retributivo do réxime especial, senón que, ademais, introduciu o concepto de “consumidor cualificado”), obriga, quizais hoxe máis ca nunca, a volver estudiar as posibilidades de aforro enerxético nas empresas e asesorar ós industriais, de maneira que saiban elixir entre as distintas opcións enerxéticas e conseguir maior competitividade.

O consumo de enerxía final do sector industrial galego foi de 1.665 ktep en 1998, coa seguinte distribución: 1.043 ktep (62,6%) en electricidade e 622 ktep (37,3%) en calor.

Galicia dispón de industrias de consumo intensivo de enerxía (aluminio, aliaxes de ferro, siderurxia, cemento, pasta de papel, cerámica, conservas de peixe, 1º e 2º transformación da madeira e outras), polo que é necesario poñer en práctica unha serie de medidas que permitan a mellora da eficiencia enerxética en relación ó crecemento da economía, converténdose a enerxía nun instrumento para a mellora da competitividade empresarial e da calidade de vida.

Á vista da Estatística Enerxética de Galicia, obsérvase que o sector industrial asume o maior consumo de enerxía. Por iso unha das primeiras medidas para mellorar a eficiencia e o aforro enerxético é dispoñer dunhas infraestructuras adecuadas de transporte e distribución de productos enerxéticos, sendo moi importante a localización das empresas de acordo coa dispoñibilidade de recursos enerxéticos e a súa diversificación. Con este obxectivo, acompáñanse a continuación o plano nº 3 (infraestructura gasista e polígonos industriais) e o plano nº 4 (infraestructura eléctrica alta tensión e polígonos industriais).

29 Estes datos obtéñense ó comparar o impacto ambiental da xeración de electricidade nunha central térmica

convencional que utilice hulla como combustible e unha central de coxeración que consuma gasóleo.

189

Ambos planos, permiten destacar dunha manera fundamentada aqueles puntos da xeografía galega especialmente aptos para a instalación de empresas e aqueloutros que precisan de intervencións en materia de apoio enerxético. Vista a importancia actual e futura da enerxía, non cabe a menor dúbida de que o tema enerxético debe ser afrontado desde unha óptica de xestión, da mesma maneira que se tratan os outros recursos empregados polas empresas. Non se debe esquecer que as industrias viron como a enerxía pasou de representar un factor marxinal na súa estructura de custos a ser un capítulo importante da mesma. Por subsectores, en función da experiencia adquirida, pode afirmarse que as posibilidades de aforro en Galicia son as que a continuación se indican:

SECTOR POSIBILIDADE DE AFORRO (%)

- Industria alimentación 14 - Industria cerámica 12 - Industria madeireira 10 - Industria química 10 - Outros sectores 15

• Industria alimentación: O aforro oscila entre o 8 e o 18%, sendo o valor máis probable o 14%.

• Industria cerámica: A posibilidade de aforro varía entre o 8 e o 20%, cun 12% como valor máis probable.

• Industria madeireira: O aforro oscila entre o 5 e o 15%, sendo o 10% o valor máis probable.

• Industria química: A posibilidade de aforro varía entre o 7 e o 15%, cun 10% como valor máis probable

• O resto dos subsectores, conta cunhas posibilidades de aforro que van do 5 ó 20%, estimándose o 15% como valor máis probable.

En conxunto, e sen ter en conta as posibilidades de substitución de combustibles, sería posible un aforro anual aproximado do 10% do consumo final directo en Galicia, equivalente a 245 ktep/ano, sen considerar as posibilidades de aforro existentes nos cinco grandes consumidores implantados na rexión (Alúmina-Aluminio, Ence e as Centrais Térmicas de Sabón, Meirama e As Pontes), no sector de transporte e pesca e no sector doméstico.

190

Entre as accións que se van desenvolver para conseguir os obxectivos de aforro e eficiencia enerxética, figuran: - A xestión enerxética: Auditorías enerxéticas A xestión enerxética defínese como a análise, planificación e toma de decisións co fin de obter o maior rendemento posible da enerxía, que permita reducir o consumo da mesma, sen diminuír o nivel de prestacións. Para alcanzar estes obxectivos será imprescindible elaborar nas empresas un programa de xestión enerxética, cun esquema que, sintetizado, é o seguinte:

PLANEAM ENTOENERXÉTICO

PLAN DE ACCIÓND

A EMPRESA

Datos históticosPlanificación obxetivos

Organización

ConsumoImportante

Medidas debaixo custo

NON

SI

AUDITORÍAENERXÉTICA

XUSTIFICACIÓN DOSINVESTIMENTOS

SEGUIMENTOCONTROL EEVOLUCIÓN

POSTA EN MARCHA DEPROXECTOS Rendibles

agora

SINON

I As empresas que polo seu consumo enerxético comproben que non se xustifica afondar excesivamente no tema, poden aplicar directamente pequenas medidas de baixo custo. As empresas que desexen abordar de forma sistemática e completa a conservación da enerxía a fin de obter uns resultados continuados no tempo e poñendo da súa parte as máximas posibilidades de asegurar a súa competitividade nos próximos cinco anos, deberán realizar unha auditoría enerxética. As auditorías deben incluír:

- Información dos procesos productivos. - Consumos globais da planta. - Consumos por áreas ou centros de utilización. - Análise de custo de enerxía. - Valoración de enerxías propias autoproducidas. - Determinación de medidas de aforro e mellora. - Xustificación dos investimentos.

191

- Estudios sectoriais É fundamental identificar por sectores o potencial de aforro sobre os consumos enerxéticos e a súa accesibilidade ó mercado enerxético. Por isto débense realizar estudios sectoriais que introduzan melloras nos rendementos dos procesos productivos e fomenten a substitución de equipos por outros de maior eficiencia enerxética. Estes estudios permitirán obter múltiples datos sectoriais, tales como: distribución do consumo por fontes, por equipos, por ciclos productivos, potencial, ratios de consumo, aforro por medidas de conservación e outros. A publicación dos resultados destes estudios, cuns datos que estarán protexidos polo segredo estatístico, axudarán ós industriais a coñecer as posibilidades de aforro nas súas empresas.

- Desenvolvemento de proxectos de demostración A operación de demostración é un dos procedementos de axuda ó industrial para a consecución de aforro de enerxía e permiten facilitar a primeira realización a escala industrial, dunha nova técnica nun sector industrial. Estas operacións ou proxectos, poden clasificarse en:

• Demostracións de novas aplicacións das técnicas coñecidas de aforro enerxético. Normalmente aplícanse a un sector, no que as ditas técnicas non foron experimentadas anteriormente.

• Demostracións da aplicación de tecnoloxías modificadas, capaces de lograr unha mellor utilización da enerxía e adaptadas ós novos condicionamentos da industria.

• Demostración da aplicación de novas tecnoloxías, por vez primeira nunha actividade industrial.

O potencial de aforro dependerá do grao de madurez dos equipos existentes nas empresas e o seu atraso tecnolóxico con respecto ós derivados das novas tecnoloxías. Por iso, como continuación ós estudios sectoriais, as melloras de deseño e operación que se propoñan relativos a unha optimización do consumo enerxético, poderán ser obxecto de actuacións piloto que permitan avaliar técnica (verificación de rendementos,

192

aplicación de tecnoloxía axeitada) e economicamente equipos e ciclos productivos de tecnoloxías innovadoras. As experiencias piloto, non só se reducirán a equipos e ciclos productivos, senón que ademais se complementarán con medidas de xestión, novas técnicas de mantemento e operación, formación especializada do persoal e informatización dos procesos e da xestión enerxética para a súa optimización.

- Diversificar fontes enerxéticas Durante o último ano e como consecuencia da suba do prezo do petróleo, a enerxía experimentou uns aumentos de custo considerables, que están afectando á rendibilidade de moitas instalacións. Por este motivo, é fundamental diversificar as fontes enerxéticas nas nosas empresas, mediante a introducción do gas natural e o aproveitamento de subproductos industriais susceptibles de aproveitamento enerxético, que permitirán reducir a factura enerxética, incrementar a taxa de cobertura con recursos propios e diminuír o impacto ambiental. O gas natural impoñerase nos próximos anos a outras enerxías convencionais e contribuirá ó aforro de enerxía: o feito de que se consuma nos puntos de utilización sen sufrir transformacións relevantes e sen perdas sensibles no seu transporte e distribución, é xa un factor notable de aforro de enerxía para o país. A todo isto, ademais hai que engadir o potencial de aforro e uso eficiente da enerxía que introduce a utilización do gas natural, como consecuencia de: a flexibilidade do seu uso, os elevados rendementos e a estabilidade dos seus prezos.

- Promover a coxeración e trixeración A entrada en vigor da Lei 54/97 do Sector Eléctrico e do R.D. 2818 que regula a producción de enerxía eléctrica por instalacións abastecidas por recursos ou fontes de enerxía renovables, residuos e coxeración, xunto coa tendencia alcista dos prezos dos combustibles, motivou un forte retroceso na implantación deste tipo de centrais. Sen embargo, a chegada do gas natural, que presenta uns prezos máis estables que os combustibles derivados do petróleo activará novamente a instalación deste tipo de proxectos.

193

A coxeración presenta as seguintes vantaxes:

• Diversifica a capacidade de abastecimento enerxético. • Garante a subministración eléctrica. • Permite producir nun só sistema electricidade e calor. • Incide na competitividade dunha empresa. • Diminúe o consumo de enerxía primaria do país

Como xa se indicou no capítulo 6 do presente libro, a viabilidade das plantas de coxeración depende de diversos factores, entre os cales se poden destacar: o combustible utilizado, o aproveitamento da calor, as horas de funcionamento da planta, o custo de mantemento e os prezos de venda dos excedentes de enerxía eléctrica.

- Formación de técnicos enerxéticos nas empresas

A práctica da xestión enerxética require dispoñer de certos coñecementos de carácter pluridisciplinar. Por unha parte supón empregar recursos e ferramentas de xestión, e por outro lado habilidades e coñecementos de tipo técnico e tecnolóxico ligados ó tipo de industria ou organización na que se consome a enerxía.

Con frecuencia a responsabilidade sobre a enerxía consumida por unha empresa, encóntrase distribuída ó longo de diversos departamentos desta, non existindo unha persoa encargada de levar a cabo unha análise crítica do tipo de enerxías que se consomen, das condicións nas que se adquiren, e a efectividade con que se utilizan.

Por iso é necesario realizar seminarios que ofrezan ós participantes recursos, coñecementos e unha visión de conxunto que permita optimizar o consumo enerxético.

Polo tanto, resulta conveniente formentar a creación nas empresas da figura do “Coordinador Enerxético”, cunha misión que será a de transmitir e promover ideas, indicando os obxectivos enerxéticos que se queren lograr.

9.2. Sector terciario: servicios e doméstico

9.2.1. Situación actual

Os consumos enerxéticos do sector terciario aumentaron en Galicia durante os últimos anos a maior ritmo que noutras rexións de España, como consecuencia do aumento da actividade económica, o turismo e a calidade de vida.

194

O consumo enerxético en Galicia en 1998 foi de 4.300 ktep, dos cales 732 ktep (17%)

corresponden a usos domésticos.

Consumo de enerxía no sector doméstico en Galicia

No diagrama de barras da esquerda do gráfico anterior represéntase a distribución do

consumo no sector doméstico: electricidade e calor. No diagrama da dereita apréciase a

distribución do consumo de calor.

Estructura do consumo enerxético do sector residencial

No anterior diagrama circular obsérvase que a calefacción e a auga quente sanitaria (A.Q.S.) representan o 66% do consumo enerxético doméstico. Os estudios de demanda de enerxía realizados polo Instituto Enerxético de Galicia (INEGA) prevén que o consumo enerxético do sector doméstico galego aumentará durante os próximos anos a maior ritmo có doutras rexións, como consecuencia de:

• Maior equipamento de electrodomésticos • Mellora da subministración de enerxía eléctrica en zonas rurais • O crecemento do turismo • A chegada do gas natural

DISTRIBUCIÓN DO CONSUMO NO SECTOR DOMESTICO

0 tep

100.000 tep

200.000 tep

300.000 tep

400.000 tep

500.000 tep

600.000 tep

700.000 tep

Electricidade Calor

DISTRIBUCIÓN CONSUMO DE CALOR

0 tep

100.000 tep

200.000 tep

300.000 tep

400.000 tep

Biomasa Butano Gasóleo C Gas Natural

Fonte: IDAE

Calefacción45.2%

Agua Quente Sanitaria

20.7%

Electrodomésticos 16.5%

Cociña 9.7%

Iluminación7.8%

Aire Acondicionado0.2%

195

Estas melloras en infraestructuras permitirán a instalación de calefacción individual ou central en moitas vivendas, alcanzando Galicia os niveis de consumo das rexións economicamente máis avanzadas.

9.2.2. Obxectivos O sector terciario presenta uns acondicionamentos que fan moi difícil calquera tipo de actuación, que presente uns ratios de rendibilidade aceptables, debido fundamentalmente a:

- Consumos individuais moi baixos. - Gran dispersión do consumo.

En conxunto, e sen ter en conta as posibilidades de substitución de combustibles, sería posible un aforro anual aproximado do 25% do consumo final directo en Galicia, cun grao de realización do 30% equivalente a 55 ktep/ano. Actuacións importantes a emprender, para un maior e mellor aproveitamento enerxético, deben contemplar accións de:

- Auditorías enerxéticas en dependencias do sector servicios As auditorías enerxéticas permitirán cuantificar os custos enerxéticos e determinar as medidas de racionalización e aforro aplicables, sempre baixo o punto de vista dun maior

e mellor uso da enerxía sen diminuír a calidade do servicio e confort das instalacións.

- Estudios sectoriais Ó igual có sector industrial, hai no sector terciario unha serie de subsectores como o hospitalario, hoteleiro, grandes superficies comerciais, etc., que pola súa importancia ou entidade merecen un estudio específico. Estes estudios, permitirán calcular os ratios máis significativos do uso da enerxía para posibilitar a súa comparación con instalacións ou usos similares, así como para facilitar o seguimento da evolución das mesmas.

196

- Desenvolvemento de experiencias piloto Ó igual ca no sector industrial, fomentarase a realización de experiencias de "tipo piloto" que permitan analizar a viabilidade técnico-económica de novos equipos e tecnoloxías que contribúan a reducir os consumos enerxéticos. Os resultados das ditas probas serán publicadas en distintos medios de comunicación, para que o sector poida ter coñecemento da evolución tecnolóxica dos ditos equipos.

- Diversificar fontes enerxéticas (gas natural) Coa chegada do gas natural os cidadáns poderán elixir distintas alternativas para a subministración enerxética ás súas vivendas. A finais de 1999, 43.000 clientes dispoñían de gas natural e as previsións apuntan a que no ano 2004 serán 160.000 os clientes que teñan acceso a este combustible cun consumo estimado de 135 ktep no sector doméstico e comercial.

- Fomentar a coxeración e trixeración A producción simultánea de calor, frío e electricidade no son exclusivos do sector industrial. Polo contrario, en certos subsectores do sector terciario, tales como o hospitalario, hoteleiro, ou as superficies comerciais, que presentan demandas continuas de enerxía en electricidade e climatización, presentan elevados ratios de rendibilidade económica.

- Aproveitamento da enerxía solar en viviendas A utilización máis estendida deste tipo de enerxía é a producción de auga quente a baixa temperatura, mediante a utilización de colectores solares planos situados na superficie dos edificios e a producción de electricidade a partir do denominado efecto fotovoltaico. Fomentarase a implantación de sistemas autónomos híbridos, aproveitando a enerxía do sol e do vento, con soporte de grupo diesel naquelas instalacións afastadas da rede eléctrica.

- A Certificación Enerxética de Viviendas

197

En 1993 a Unión Europea aprobou a Directiva 93/76/CEE co obxectivo de que os Estados membros limitasen as emisións de dióxido de carbono, mediante a mellora da eficacia enerxética. Para isto debían establecer e aplicar programas en varios ámbitos de actuación, entre os que se incluía a Certificación Enerxética de Vivendas (C.E.V.) Coa implantación da C.E.V., preténdese mellorar a calidade das vivendas no referente ós aspectos enerxéticos e como consecuencia disto, conseguirase reducir as emisións de CO2 e mellorar as condicións ambientais. Actualmente, os Ministerios de Ciencia e Tecnoloxía e de Fomento están elaborando un Real Decreto co que se pretende dar cumprimento ás previsións da Directiva 97/76 en materia de certificación enerxética relativa ós edificios de vivendas. Está previsto que no 2001 se poña en marcha a certificación, que terá carácter voluntario durante o período dun ano desde a data de entrada en vigor do Decreto. A partir de entón será obrigatoria nos novos edificios destinados a vivenda, e voluntario nos xa existentes.

9.3. Sector institucional De maneira continua, e ano tras ano, increméntanse os gastos municipais relacionados co consumo enerxético das instalacións (iluminación pública, bombeo de auga, dependencias municipais e servicios en xeral) o que obriga a manter os consumos enerxéticos dentro dunhas marxes controladas. Isto só é viable a través dunha planificación de xestión técnica que avalíe a súa importancia económica e a súa repercusión na reducción de custos e incremento na eficiencia dos servicios. No ano 1988 e promovido pola Xunta de Galicia, iníciase o programa de optimización e racionalización do gasto enerxético nos concellos galegos. Este programa contemplaba a realización de auditorías enerxéticas nas instalacións dependentes dos concellos co fin de cuantificar os seus custos e determinar as medidas de aforro aplicables, sempre baixo o punto de vista dun maior e mellor aproveitamento enerxético.

198

Desde o comezo do programa realizáronse 279 auditorías enerxéticas nas catro provincias galegas, atendendo a 192 municipios de menos de 50.000 habitantes.

En base ós datos obtidos indícanse a continuación os consumos enerxéticos dos Concellos da Comunidade Autónoma de Galicia.

CONSUMO CUSTO ENERXÉTICO ENERXÉTICO (ktep/ano) (kpts/ano)

- ELECTRICIDADE 23,6 4.633 - GASÓLEO C 7,2 248

TOTAIS 30,9 4.882 * Ano 1997

A continuación, indícasenos as porcentaxes do consumo eléctrico distribuído por provincias.

37,45 %

12,57 %18,86 %

31,12 %

A Coruña Lugo Ourense Pontevedra

Así mesmo, exponse a porcentaxe do consumo eléctrico distribuído entre os principais grupos de consumo: Iluminación Pública, Agrupacións Escolares, Explotacións de Auga e Outras Dependencias.

73,42 %

6,35 %

11,45 % 8,78 %

Iluminación Pública Agrupacións EscolaresExplotacións de Auga Outras Dependencias

En base ós resultados obtidos nos 192 municipios auditados, considérase que é posible reducir os custos enerxéticos en cantidades que oscilan ó redor do 25%.

199

O aforro anual que se podería alcanzar estímase en 982 millóns de pesetas ano co seguinte desglose:

Aforro (kpts/ano) - Iluminación Pública 674.000 - Agrupacións Escolares 68.000 - Explotacións de Auga 153.000 - Outras Dependencias 87.000 TOTAL 982.000

A distribución en porcentaxe deste aforro de 982 millóns de pesetas queda reflectida segundo o gráfico que a continuación se presenta.

.

68,64 %6,93 %

15,61 %8,82 %

Iluminación Pública Agrupacións EscolaresExplotacións de Auga Outras Dependencias

Os resultados obtidos ata o momento demostran as importantes posibilidades de aforro de enerxía, e como consecuencia, de aforro económico, que se poden alcanzar a través dunha adecuada xestión enerxética. Os investimentos necesarios para alcanzar estes resultados oscilan entre un 65 e un 75% dos custos enerxéticos anuais, é dicir, uns 4.000 millóns de pesetas, cun período de amortización medio de aproximadamente catro anos. Entre as medidas que se propoñen para conseguir os ditos obxectivos, figuran:

- Realizar auditorías enerxéticas A auditoría enerxética, aínda que imprescindible, é soamente o inicio dun proceso continuado de xestión, e non unha acción puntual. Os parámetros e indicadores que se obteñan, haberán de servir de base para o posterior seguimento das melloras que se leven a cabo, e permitirán verificar se o plan de aforro enerxético proposto logrou os seus obxectivos, alertando, no seu caso, sobre a necesidade de emprender novas actuacións.

200

Todo isto redundará, sen dúbida, en beneficio da xestión municipal e, polo tanto, no maior benestar, seguridade e calidade de vida dos habitantes dos municipios. - Elaboración de plans de optimización enerxética municipal Un "plan de optimización enerxética municipal" permitirá a consecución dos obxectivos previamente marcados na auditoría, proporcionando por unha parte, as actuacións necesarias para obter o máximo rendemento enerxético con elevados ratios de rendibilidade e, por outra as directrices de organización dos servicios que teñen incidencia no gasto enerxético (sistemas de mantemento, planificación de operacións, mercas e stocks, etc.). O Plan de Optimización Enerxética desenvolverase en dous ámbitos diferenciados, con tres niveis de actuación. O primero ámbito de actuación corresponde ó uso e consumo da enerxía eléctrica, correspondendo o segundo ós combustibles. En cada caso os niveis de actuación, serán:

- Medidas que con pequena o nulo investimento supoñan aforros inmediatos e significativos.

- Medidas que supoñan aforros importantes e requiran investimentos significativos con prazos de amortización razoables.

- Medidas aconsellables para a mellora da eficiencia, aínda que de longa amortización.

- Desenvolvemento de proxectos de coxeración e trixeración Actualmente estase desenvolvendo unha experiencia piloto, que consiste na implantación dunha central de coxeración de 500 kW con gas natural, nunha piscina climatizada municipal e desde a que se subministrará calor e electricidade a unha serie de dependencias municipais: piscina, pavillón polideportivo, centro de saúde, centro social, campo de fútbol e biblioteca. Este proxecto permitirá analizar as posibilidades de extrapolación a outros municipios e comprobar as vantaxes asociadas a este tipo de proxectos, entre as que destacan:

- Optimización enerxética co conseguinte aforro económico en custos. - Participación do Concello nos beneficios da sociedade de xestión da planta

-

A nova regulamentaciónxurídica da enerxía

10

203

10. A NOVA REGULAMENTACIÓN XURÍDICA DA ENERXÍA

10.1. Aspectos xerais

A tradicional regulación normativa do sector enerxético caracterizouse polo seu carácter

exhaustivo. A súa configuración como sector estratéxico para a economía, así como a

natureza das actividades nel realizadas, que requiren certa coordinación técnica para

manter a seguridade da rede e o servicio, xustificaban a sua suxeición a técnicas de

planificación de carácter vinculante para os operadores, que se definían nos plans

enerxéticos nacionais ou instrumentos similares. Tratábase, en definitiva, de abordar

normativamente servicios esenciais para a comunidade, considerando que a súa

prestación era un servicio público e someténdoa, por conseguinte, a unha regulación

típica dos servicios desta natureza.

Este modelo de regulación constituía, por tanto, un modelo cerrado, con dereitos de

exclusiva, caracterizado pola integración vertical de actividades30 e presidido polos

principios de planificación conxunta vinculante, explotación centralizada e remuneración

baseada en custos.

Hai un par de décadas31 iniciouse un debate, que en definitiva resultou trascendental,

entre os defensores do modelo tradicional e os defensores dun modelo aberto á

competencia. É un debate non definitivamente cerrado, polo menos con carácter global,

pero cada vez máis decantado cara ó modelo competitivo. No seo da UE, como antes en

Estados Unidos ou Xapón, impúxose a idea de que é tecnicamente posible e

economicamente desexable un modelo de regulación baseado en principios de mercado.

A introducción da competencia, neste sentido, é difícilmente atribuíble a algún axente ou

factor en exclusiva; máis ben impúxose como consecuencia da innovación tecnolóxica, a

evolución das fuerzas do mercado e o propio descorrer das economías nacionais.

30 Tal integración, en distintos graos, abarca case sempre producción e transmisión e, en ocasións (a.e.

Francia), distribución. Nalgúns Estados, a posición normativa vén determinada pola propiedade cruzada e a cooperación, cun efecto parecido ó da integración vertical (Bélxica, Países Baixos).

204

En Europa, algúns Estados integrantes da UE, en especial o Reino Unido, aplicaron,

desde o inicio dos anos 80, unha política xeral de liberalización e privatización de sectores

regulados (telecomunicacións, servicios financeiros e outros) que incluíu o mercado da

enerxía (electricidade, gas). Non obstante, foi a Comisión Europea a que iniciou o debate,

a raíz da presentación do seu Libro Branco sobre o Mercado Interior da Enerxía, en 1988,

e, sobre todo, da súa primeira proposta de Directiva sobre normas comúns para o mercado

interior da electricidade, en 1992. En definitiva, as Directivas comunitarias sobre o

mercado interior da electricidade (1996) e sobre o mercado interior do gas (1998), aínda

que controvertidas, acabaron por impoñer a apertura á competencia.

A tendencia a liberalizar os mercados da enerxía na UE forma parte do proceso de

consolidación e ampliación do mercado interior. Aínda que as razóns que impulsaron a

apertura son moi diversas, resulta interesante deterse a analizar, sequera sexa

brevemente, algunhas delas.

Desde un punto de vista estrictamente xurídico, o fundamento da liberalización é

bastante claro. O Tratado da CE concibe o mercado interior como unha zona sen

fronteiras, na que deben estar garantidos a libre circulación de mercancías, a libre

prestación de servicios e o dereito de establecemento. Estes principios aplícanse a todas

as áreas da actividade económica, sen excepcións para a enerxía. Así (aínda que existan

tratados distintos para o carbón e a enerxía nuclear32) o petróleo, o gas e a electricidade,

en xeral, están sometidos ás disposicións do Tratado. Isto significa, por exemplo en

relación coa electricidade, que esta é, como tal, unha mercadoría (o que foi

expresamente declarado polo Tribunal de Xustiza das Comunidades Europeas), que a

súa venda é un servicio e que a posta en marcha dunha central eléctrica efectúase en

exercicio do dereito a establecerse en calquera parte do territorio da UE. Deste xeito, é

función da Comisión Europea, como gardiá do Tratado CE, asegurar a aplicación das

normas do mercado interior, tamén ó ámbito da enerxía. En definitiva, a propia

concepción do mercado interior europeo e a inexistencia de excepcións que puidesen

xustificar a exclusión do sector enerxético do dito mercado, constitúen a razón xurídica

última da súa desregulación.

31 En países como Estados Unidos, Xapón ou Noruega, nos que se abriu nos anos 70. 32 O Tratado da Comunidade Europea do Carbón e do Aceiro, denominado o Tratado de París de 1952, e

o Tratado Euratom ou Tratado da Comunidade Europea da Enerxía Atómica de 1957.

205

Pero ademais da existencia dun marco xurídico favorable, outros factores de natureza

política e económica, que afectaron á sociedade internacional, no seu conxunto, e respecto

dos cales a UE no podía quedar á marxe, foron determinantes na supresión dos dereitos

exclusivos e os monopolios na producción, transmisión e distribución da enerxía.

Así, desde unha perspectiva política, prodúcese un cambio nos modos de entender o

funcionamento e a naturaleza mesma das empresas prestadoras de servicios públicos (a

subministración enerxética concibíase como tal, segundo vimos) que serviu de

xustificación á liberalización de sectores regulados. Segundo as ideas imperantes hoxe

en día, o feito de que este tipo de empresas desenvolvan a súa actividade ó abeiro dun

marco normativo protector, e á marxe dos mecanismos do mercado, prexudica a súa

eficacia e termina facéndoas inoperantes. Neste sentido, a súa especialidade residiría no

papel que desempeñan, por canto imbrica intereses públicos33, pero non xustificaría

unha posición privilexiada no tráfico económico, de modo que os tradicionais modelos

regulativos deben deixar paso a outros de carácter complementario e subordinado ó

mercado, nos que, se este garante a competencia, a normativa terá, simplemente, unha

vocación vixilante, e se non o fai, debe complementar o mercado favorecéndoa34.

Pénsase, así, que este novo modelo favorecerá a competitividade e a eficiencia dos

sectores liberalizados, atraerá cara a eles novos investimentos e, nalgúns casos, liberará

ós Estados de empresas pouco eficaces e, moitas veces, endebedadas.

A última (non en importancia) razón para liberalizar a enerxía na UE é de natureza

económica e está vinculada á pretensión de potenciar o papel da Unión no comercio

internacional e á necesidade de afrontar os retos da globalización da economía. En ambos

sentidos, a competitividade das empresas europeas depende, en maior ou menor grao, de

que os custos da súas subministracións enerxéticas sexan, polo menos, similares ós que

soportan os seus rivais estranxeiros. As industrias europeas consumidoras de enerxía

poden mellorar a súa competitividade se se posibilita o seu acceso libre e aberto ás fontes

de enerxía en estructuras competitivas de mercado e a prezos, asemade, competitivos. Ó

mesmo tempo, considérase que as presións do mercado e a competencia forzarán ás

industrias productoras a ser o máis rendibles e competitivas posible.

33 Segundo expresión acuñada no ámbito administrativista, existen actividades privadas o exercicio das cales ten que estar controlado polo poder e o Dereito público. 34 Modelo de competencia regulada

206

Deste modo, o Libro Branco sobre política enerxética que a Comisión Europea adoptou en decembro de 1995, sinalaba que a competitividade industrial era un dos obxectivos fundamentais da política enerxética común e, para isto, recoñecía a necesidade básica de completar o mercado interior da enerxía.35

10.2. O sector eléctrico

10.2.1. A nova regulamentación da electricidade

nos Estados da UE

Como se sinalou no apartado anterior, o tradicional modelo regulado da electricidade estaba presidido por tres principios esenciais: a planificación vinculante, a explotación unificada e os custos estándares:

• A planificación vinculante de investimentos facía descansar no consumidor os erros do planificador ou regulador, diluíndose a dita responsabilidade no Estado. Os consumidores compensaban economicamente, mediante o pagamento das correspondentes tarifas, as posibles equivocacións ou desviacións que, no deseño da política eléctrica, puidesen ser consecuencia da planificación mesma.

• A explotación unificada en réxime centralizado baixo a autoridade pública mesturaba intereses económicos e políticos, sen asunción directa de responsabilidade.

• O sistema de retribución mediante custos estándares, caixa común e tarifa uniforme dotaba de grande opacidade ó sistema e encamiñábao a un progresivo crecemento dos custos.

O novo modelo, de competencia regulada, aséntase sobre os principios de planificación empresarial, explotación descentralizada e retribución baseada en prezos. A través deste modelo inténtase, en primeiro lugar, organizar o mercado de forma que se concilie a xestión técnica unitaria do conxunto do sistema eléctrico e un sistema de explotación descentralizada, a través de prezos e ofertas libres das empresas. Por outra parte, a reforma implántase gradualmente e desde unha perspectiva global que afronte todos os problemas que poidan aparecer na transición a un mercado competitivo.

35 O Segundo Informe Ciampi sobre Competitividade de 1995 chega tamén á conclusión de que a

ausencia de liberalización da enerxía comezaba a ter consecuencias negativas na economía europea.

207

En todo caso, a apertura nos mercados eléctricos dos Estados que integren a UE debe

respectar as previsións da Directiva 96/92 CEE, do Parlamento Europeo e o Consello, de 19

de decembro, sobre normas comúns para a realización do mercado interior da electricidade.

Xa se mencionaron as dificultades para o seu consenso; quizais debido a elas, a Directiva

marca unha serie de normas mínimas de inexcusable cumprimiento, permitindo que cada

Estado membro determine a elección do modelo concreto de regulamentación do sector

eléctrico que considere máis adecuado, dentro do esquema formulado.

10.2.2. A lei 54/97, de 27 de novembro, do sector eléctrico. 36

A lei 54/97, de 27 de novembro, supón a adopción en España do modelo de

competencia regulada no sector eléctrico, e a aposta por unha reforma global do

sistema, que carrexa a modificación dos principios básicos da regulamentación anterior

e o abandono do modelo incremental seguido pola Lei de Ordenación do Sistema

Eléctrico Nacional, de 30 de decembro de 1994, que non tivo desenvolvemento

regulamentario e cunhas insuficiencias que quedaron axiña de manifiesto.

Os aspectos xerais sobre o que se asenta a nova regulación legal son os seguintes:

1. A Lei regula as actividades destinadas á subministración de enerxía eléctrica, consistentes

na súa xeración, transporte, distribución, comercialización e intercambios intracomunitarios e

internacionais, así como a xestión económica e técnica do sistema eléctrico.

2. A nova Lei ten como finalidade, segundo expresamente se indica na súa Exposición de

Motivos, establecer unha regulación do sector eléctrico que garanta a súa subministración e

a súa calidade ó menor custo. A garantía da subministración asegúrase facultando ó

36 As disposicións normativas que actualmente regulan o sector eléctrico son as seguintes: Lei 54/1997, de 27 de novembro do sector eléctrico, Real-Decreto lei 6/1999, de 16 de abril, de medidas urxentes de liberalización e incremento da competencia, Real-Decreto lei 6/2000, de 23 de xuño, de medidas urxentes de intensificación da competencia en mercados de bens e servicios, RD 2017/1997, de 26 de decembro, polo que se organiza e regula o procedemento de liquidación dos custos de transporte, distribución e comercialización a tarifa, dos custos permanentes do sistema e dos custos de diversificación e seguridade de abastecemento, RD 2018/1997, de 26 de decembro, polo que se aproba o Regulamento de Puntos de Medida dos Consumos e Tránsitos de enerxía eléctrica, RD 2019/1997, de 26 decembro, polo que se organiza e regula o mercado de producción de enerxía eléctrica, RD 2818/1998, de 23 de decembro, sobre producción de enerxía eléctrica por instalacións abastecidas por recursos o fontes de enerxía renovables, residuos e coxeracións, RD 2019/1998, de 23 de decembro, polo que se regulan as actividades de transporte e distribución de enerxía eléctrica, RD 2820/1998, de 23 de decembro, polo que se establecen as tarifas de acceso ás redes e RD 2066/1999, de 30 de decembro, polo que se establece a tarifa eléctrica para 2000. e

208

Goberno para que, en circunstancias excepcionais, poida adoptar as medidas necesarias para

a súa salvagarda

3. A producción de enerxía eléctrica desenvólvese nun réxime de libre competencia,

baseado nas leis da oferta, realizada polos productores, e a demanda, integrada polos

consumidores que ostenten a condición de cualificados, os distribuidores e os

comercializadores.

4. Abandónase a noción de servicio público, substituíndoa pola de servicio esencial,

que implica a garantía da subministración a todos os consumidores demandantes do

servicio dentro do territorio nacional, nun marco baseado nos principios de

obxectividade, transparencia e libre competencia.

5. Recoñécese a libre iniciativa empresarial para o exercicio das actividades destinadas á

subministración de enerxía eléctrica e a planificación de carácter indicativo do Estado, con

participación das Comunidades Autónomas no que se refire a instalacións de transporte.

O contido da Lei 54/97 pode sintetizarse do seguinte modo:

a) A regulación da xeración de enerxía eléctrica

A xeración ou producción de enerxía eléctrica constitúe unha actividade liberalizada,

aínda que suxeita a réxime de autorización administrativa previa e inscrición no

Rexistro Administrativo de Instalacións de Producción de Enerxía Eléctrica, que actúa

como requisito necesario para que o productor poida concorrer á oferta.

Son xeradores de enerxía, con carácter xeral, os productores e autoproductores de

enerxía eléctrica, así como quen realicen a incorporación doutros sistemas externos,

mediante a súa adquisición, ás redes de transporte e distribución nacionais de enerxía.

Mención particular merece a producción en réxime especial. En esencia, a enerxía

eléctrica considérase producida en réxime especial cando se realiza desde instalacións

cunha potencia instalada que non supere os 50Mw, por autoproductores, a través de

sistemas de coxeración nos que se utilice como enerxía primaria algunha das renovables

non consumibles, biomasa ou calquera tipo de biocarburantes, sempre e cando o seu

titular non realice actividades de producción en réxime ordinario, ou residuos non

renovables doutros sistemas externos, mediante a súa adquisición. Asemade, ten esta

consideración a producción de enerxía eléctrica desde instalacións de tratamento e

209

reducción dos residuos dos sectores agrícola, gandeiro e de servicios, cunha potencia

que sexa igual ou inferior a 25 Mw.

A producción de enerxía eléctrica en réxime especial está tamén suxeita ó réxime de autorización previa e inscrición no Rexistro Administrativo de Instalacións de Producción de Enerxía Eléctrica. A Lei busca incentivala conferindo ó Goberno a facultade de establecer primas ó prezo ou complementos do réxime retributivo da electricidade así xerada. b) As normas sobre a xestión económica e técnica do sistema eléctrico A xestión económica do sistema eléctrico, ou sexa, a xestión do sistema de ofertas de compra e venda de enerxía eléctrica, encárgase ó operador de mercado. Este exercerá as súas funcións respectando os principios de transparencia, obxectividade e independencia, baixo o seguimento e control do Comité de Axentes do Mercado. De acordo coa Lei, a forma xurídica do operador de mercado responderá ó esquema dunha sociedade mercantil, cun accionariado do que poderá tomar parte calquera persoa física ou xurídica, sempre que a suma das súas participacións no capital, directa ou indirectamente, non sume o 10%, e que a participación correspondente a suxeitos que realicen actividades no sector eléctrico non chegue ó 40%. Corresponde ó operador de mercado:

• a recepción das ofertas de compra e venda de enerxía, casando as mesmas e comunicando ó operador do sistema os seus resultados.

• a liquidación e comunicación dos pagamentos e os cobros que deberán realizarse en virtude do prezo final resultante.37

A xestión técnica do sistema eléctrico encárgaselle ó operador do sistema, que será o responsable de garantir a continuidade e seguridade da subministración eléctrica e a correcta coordinación dos sistemas de producción e transporte. A el corresponde, xa que logo, programar o funcionamento das instalacións de producción de enerxía eléctrica a partir do resultado da casación das ofertas comunicadas polo operador do mercado.

37 Os productores de enerxía eléctrica venderán no mercado constituído para o efecto e a través do seu operador ou, pola contra, acudirán a sistemas de contratación bilateral fixa.

210

De igual forma que o operador de mercado, o operador do sistema exerce as súas funcións baixo os principios de transparencia, obxectividade e independencia. Na composición do seu accionariado rexen as mesmas limitacións establecidas para aquel.

c) A regulación do transporte e a distribución de enerxía eléctrica

A rede de transporte da electricidade está constituída polas liñas, parques, transformadores e

outros elementos eléctricos con tensións iguais ou superiores a 220 kV, por aqueloutras

instalacións que, calquera que sexa a súa tensión, cumpran funcións de transporte ou de

interconexión internacional e, no seu caso, de interconexión dos sistemas eléctricos

españois insulares e extrapeninsulares.

A xestión do tránsito de electricidade corresponderá ó xestor da rede, e o prezo polo seu

uso virá determinado pola peaxe aprobada polo Goberno.

A construcción, explotación, modificación, transmisión e cerre das instalacións de

transporte require autorización administrativa previa. A autorización de construcción e

explotación pode ser outorgada mediante un procedemento que asegure a concorrencia,

promovido e resolto pola Administración competente.

Pola súa parte, a distribución eléctrica regúlase co obxecto de propiciar a coordinación

necesaria ó seu funcionamento, á normativa uniforme que se requira, á súa retribución

conxunta e ás competencias autonómicas.

Están suxeitas a autorización, que en ningún caso se entenderá concedida en réxime de

monopolio nin outorgará dereitos exclusivos, a construcción, modificación, explotación

transmisión e cerre de instalacións de distribución de enerxía eléctrica, con

independencia de cáles sexan o seu destino ou uso.

O prezo do uso das redes virá determinado pola peaxe aprobada polo Goberno, e o

xestor da rede de distribución só poderá denegar motivadamente o acceso a ela no caso

de que non dispoña da capacidade necesaria.

Excepcionalmente, os productores e consumidores cualificados poderán solicitar

autorización administrativa para a construcción de liñas directas de transporte ou

211

distribución, quedando o seu uso excluído do réxime retributivo que para as actividades

de transporte e distribución se establecen na lei.

d) A regulación da subministración de enerxía

A subministración ós usuarios efectúase polas empresas distribuidoras, cando se trate de consumidores a tarifa, ou polas empresas comercializadoras no caso dos consumidores acollidos á condición de cualificados. A subministración por axentes comercializadores require autorización administrativa previa, outorgada pola Administración competente, que especificará o ámbito territorial de actuación sen que, en ningún caso, poida outorgar dereitos exclusivos ou ser concedida en réxime de monopolio. Como xa se sinalou, a seguridade de subministración é un dos obxectivos fundamentais da nova normativa. Por iso, a Lei 54/1997 atribúe á Administración Xeral do Estado a determinación duns índices obxectivos de calidade do servicio, tanto en relación coa súa continuidade (número e duración das interrupcións), como coa súa calidade (características da tensión). Así, poden realizarse, de oficio ou a instancia de parte, cantas inspeccións e verificacións se necesiten para comprobar a regularidade e continuidade.

10.3. Os Hidrocarburos

10.3.1. A nova regulación dos hidrocarburos nos Estados da UE

A Directiva 98/30/CE do Parlamento Europeo e do Consello, do 22 de xuño de 1998, sobre Normas Comúns para o mercado interior de gas natural, deseña un novo modelo normativo, baseado na competencia regulada. Os aspectos fundamentais da nova regulación son os seguintes:

1. Considérase que o establecemento dun mercado do gas natural competitivo constitúe un elemento importante na consecución do mercado interior da enerxía. Para iso, debe irse máis aló do previsto nas Directivas 91/296/CE do

212

Consello, de 31 de maio de 1991, sobre o tránsito de gas natural a través das grandes redes, e 90/377/CE do Consello de 29 de xuño de 1990, relativa a un procedemento comunitario que garanta a transparencia dos prezos aplicables ós consumidores industriais finais de gas e de electricidade, que constituíron unha primera fase da realización do mercado interior de gas natural.

2. Considérase que a liberalización debe realizarse progresivamente, tendo debidamente en conta a diversidade actual das estructuras dos mercados nos Estados membros para que a industria eléctrica poida axustarse á nova situación.

3. Considérase que a garantía da seguridade de subministración, a protección do consumidor e a protección do ambiente poden esixir dalgúns Estados membros a imposición de obrigas de servicio público, posto que a libre competencia, por si mesma, non as garante. Non obstante, os Estados membros, ó impoñer obrigas de servicio público ás empresas do sector do gas natural, deben respectar as normas do Tratado sobre a competencia, tal e como veñen sendo interpretadas polo Tribunal de Xusticia

4. Neste marco, a Directiva establece normas comúns relativas á conducción, a distribución, a subministración e o almacenamento de gas natural, e define as normas relativas á organización e funcionamiento do sector do gas natural, incluído o gas natural licuado (GNL), ó acceso ó mercado, ó funcionamento das redes e ós criterios e procedementos que deberán aplicarse para outorgar autorizacións de conducción, distribución, subministración e almacenamento de gas natural.

10.3.2. A Lei do sector de hidrocarburos38 A Lei 34/1998, do sector de hidrocarburos, promulgouse co obxecto de renovar, integrar e homoxeneizar a distinta normativa legal vixente en materia de hidrocarburos. No que ó gas se refire esta Lei derroga a Lei 10/1987, coñecida como Lei do Gas, e adapta a lexislación española ás esixencias da Directiva Europea do Gas.

38 As disposicións normativas que actualmente regulan o sector dos hidrocarburos son as seguintes: Lei 34/1998, de 7 de outubro, do sector de hidrocarburos; Real-Decreto lei 6/1999, de 16 de abril,de medidas urxentes de liberalización e incremento da competencia; Real-Decreto lei 6/2000, de 23 de xunio,de medidas urxentes de intensificación da competencia en mercados de bens e servicios; Decreto 2913/1973, de 26 de outubro, polo que se aproba o Regulamento Xeral do Servicio Público de Gases Combustibles; Real-Decreto 1085/1992, de 11 de setembro, polo que se establece o réxime de comercialización dos GLP aberto á competencia: Real-Decreto 1853/1993, de 22 de outubro, polo que se aproba o Regulamento de Instalacións de Gas en locais destinados a usos domésticos, colectivos ou comerciais; Real-Decreto 494/1988, de 20 de maio, polo que se aproba o Regulamento de aparatos que utilizan combustibles gasosos; Real-Decreto 1751/1988, polo que se aproba o Regulamento de Instalacións Térmicas nas edificacións (RITE); Real- Decreto 2200/1995, de 28 de decembro, polo que se aproba o Regulamento da Infraestructura para a Calidade e a Seguridade Industrial.

213

A lei aborda a regulación do réxime xurídico das actividades relativas ós hidrocarburos líquidos e gasosos e, especificamente:

• A exploración, investigación e explotación de depósitos e de almacenamentos subterráneos de hidrocarburos.

• O comercio exterior, refinamento, transporte, almacenamento e distribución de cru de petróleo e productos petrolíferos, incluídos os gases licuados do petróleo (GLP).

• A adquisición, producción, licuefacción, regasificación, transporte, almacenamento, distribución e comercialización de combustibles gasosos por canalización.

Ós efectos que aquí interesan, o fundamento da nova ordenación do sector dos hidrocarburos está no sometemento das actividades destinadas ó subministro de hidrocarburos líquidos e gasosos ós principios de obxectividade, transparencia e libre competencia. Polo tanto, a regasificación, almacenamento, transporte, distribución e comercialización destes productos realízase no marco da liberdade de empresa á que se refire o artigo 38 da Constitución. A regulamentación non é xa, por tanto, a tradicional dos servicios públicos, senon a propia dun servicio esencial na prestación do cal están imbricados intereses públicos e que, desta forma, se suxeita a determinadas condicións: autorización administrativa previa, obriga de información, requisitos mínimos de seguridade, respecto a determinados principios na formulación da contabilidade e dereito de acceso de terceiros ás intalacións propias, fundamentalmente. Non obstante, a Lei establece certas diferencias entre o réxime da comercialización e o das demáis actividades. Así, mentras a comercialización se exerce libremente e o seu réxime económico ven determinado polas condicións que pacten as partes, o resto de actividades, que a Lei califica como reguladas –regasificación, almacenamento, transporte e distribución-, se suxeitan a un réxime retributivo determinado pola Administración. Ademáis, a Lei establece un sitema de separación de actividades que particulariza á comercialización. Así, a sociedades mercantís que desenvolvan actividades de regasificación, almacenamento, transporte e distribución deben ter como obxecto social exclusivo o desenvolvemento dos mesmos, sen que poidan, polo tanto, realizar

214

actividades de comercialización. Pola outra banda, a sociedades adicadas a comercialización de gas natural deben ter como único obxecto social, no sector gasista, a dita actividade, non podendo realizar actividades reguladas. En definitiva, en tanto as derradeiras son compatibles entre sí, son incompatibles coa comercialización. O resto da regulamentación contida na Lei pode resumirse do seguinte xeito:

a) Exploración, investigación e explotación de hidrocarburos As autorizacións de exploración facultan ó seu titular para a realización de traballos de exploración en áreas libres, entendendo por tales aquelas áreas xeográficas sobre as que non existe un permiso de investigación ou unha concesión de explotación en vigor. En ningún caso se poden autorizar con carácter de monopolio nin crear dereitos exclusivos. Pola súa parte, o permiso de investigación faculta ó seu titular para investigar, en exclusiva, durante seis anos, na superficie outorgada, a existencia de hidrocarburos e o almacenamento subterráneo para os mesmos. O outorgamento dun permiso de investigación confire ó titular o dereito a obter concesións de explotación, en calquera momento do prazo de vixencia do permiso que, excepcionalmente, pode ser prorrogado a petición do interesado por un prazo de tres anos, con reducción da superficie orixinal do permiso nun 50%. A superficie máxima dos permisos é de 100.000 Has e a mínima de 10.000 Has. A concesión de explotación confire ós seus titulares o dereito a realizar en exclusiva a explotación do depósito de hidrocarburos nas áreas outorgadas por un período de trinta anos, prorrogable por dous sucesivos de dez anos. Á súa vez, esta concesión confire ós seus titulares o dereito, en exclusiva, a almacenar hidrocarburos de producción propia ou propiedade de terceiros no subsolo da área outorgada, por un período de 50 anos, prorrogable por dous sucesivos de dez anos cando a actividade realizada polo titular sexa o almacenamento de hidrocarburos. b) A ordenación do mercado de productos derivados do petróleo As actividades de refinamento de cru de petróleo, o transporte, almacenamento, distribución e venda de productos derivados do petróleo, incluídos os gases licuados do petróleo, poderán ser realizados libremente.

215

En canto ós hidrocarburos líquidos, están suxeitas ó réxime de autorización

administrativa previa:

• A construcción, posta en explotación ou cerre das instalacións de refuxio.

• A construcción e explotación das instalacións de transporte ou

almacenamento de productos petrolíferos.

Sen embargo, os titulares de instalacións fixas de almacenamento e transporte de

productos petrolíferos deben permitir o acceso de terceiros mediante un procedemento

negociado, en condicións técnicas e económicas non discriminatorias, transparentes e

obxectivas, aplicando prezos que deben ser públicos

En todo caso, teñen dereito ó acceso ás instalacións de transporte e mantemento os

operadores por xunto, así como os consumidores e comercializadores de productos

petrolíferos que regulamentariamente se determinen, atendendo ó seu consumo anual.

A venda de productos petrolíferos para a súa posterior distribución polo xunto

corresponderá ós operadores polo xunto (titulares de refinerías, as súas filiais

maioritariamente participadas e os suxeitos que obteñan autorización de actividade) que

deberán ser inscritos no Rexistro do Ministerio de Industria e Enerxía.

A distribución polo miúdo de combustibles e carburantes petrolíferos pode ser exercida

libremente por calquera persoa física ou xurídica, e as instalacións utilizadas para o

exercicio desta actividade deben contar coas autorizacións administrativas preceptivas

para cada tipo de instalación.

Polo que se refire ós gases licuados de petróleo, corresponde ós operadores por xunto,

que deben estar inscritos no Rexistro correspondente, as actividades de envasado e

distribución, así como a distribución por xunto dos ditos gases a granel. Polo miúdo, os

gases licuados do petróleo poden distribuírse a granel polos suxeitos que teñan

autorización para o exercicio da referida actividade ou comercializarse envasados

libremente por calquera persoa física ou xurídica.

216

A Lei garante a subministración a todos os consumidores dos productos derivados do

petróleo. En situacións de escaseza, o Consello de Ministros pode adoptar medidas limitativas

da libre competencia, cun ámbito, duración e extensión que estarán determinados.

O Goberno determinará regulamentariamente as existencias mínimas de seguridade dos

productos en cantidade, forma e localización xeográfica. Unha parte de tales existencias

cualifícanse como existencias estratéxicas, correspondendo á Corporación de Reservas

Estratéxicas de Productos Petrolíferos a súa constitución, mantemento e xestión.

c) A ordenación da subministración de gases combustibles por canalización.

Están suxeitos a autorización administrativa:

• As plantas de regasificación e licuefacción de gas natural e de fabricación de

gases combustibles, manufacturados ou sintéticos, ou de mestura de gases

combustibles con aire.

• As instalacións de almacenamento, transporte e distribución de gas natural.

• O almacenamento e distribución de gases licuados do petróleo, combustibles gasosos

manufacturados e sintéticos, e mesturas de gases e aire para subministración.

Poden realizarse libremente, sen máis requisitos cós relativos ó cumprimento das

disposicións técnicas de seguridade e ambientais, as seguintes actividades:

• As que requiren autorización administrativa cando o seu obxecto sexa o

consumo propio, non podendo subministrar a terceiros.

• As relativas á fabricación, mestura, almacenamento, distribución e subministración de

combustibles gasosos desde un centro productor no que o gas sexa un subproducto.

• As de almacenamento, distribución e subministración de gases licuados do petróleo

e do gas natural dun usuario ou dos usuarios dun mesmo bloque de vivendas.

• O establecemento de liñas directas consistentes nun gasoducto para gas natural,

cun obxecto exclusivo que sexa a conexión das instalacións dun consumidor

cualificado co sistema gasista.

• Os proxectos de instalacións necesarios para a defensa nacional.

1 - Unidades e factores de conversión2 - Acrónimos e siglas

Anexos

UNIDADES E FACTORES DE CONVERSIÓN

Múltiplos e submúltiplos de unidades

Orde de magnitude Prefixo Símbolo 1012 tera- T 109 giga- G 106 mega- M 103 kilo- k 102 hecto- h 101 deca- da 10-1 deci- d 10-2 centi- c 10-3 mili- m 10-6 micro- µ 10-9 nano- n 10-12 pico- p

Unidades de potencia W Kcal/h W vatio 1 0,86 kW quilovatio 103 860 MW megavatio 106 0,86 . 106 GW xigavatio 109 0,86 . 109 TW teravatio 1012 0.86 . 1012 Kcal/h quilocaloría/hora 1,16 1

W Wp vatio pico 1 kWp quilovatio pico 103

MWp megavatio pico 106 kWt quilovatio térmico 103

MWt megavatio térmico 106 kWe quilovatio eléctrico 103

I

220

Unidades de enerxía

kWh kcal Wh vatio hora 10 -3 0,86 kWh quilovatio hora 1 860 MWh megavatio hora 103 860 . 103 GWh xigavatio hora 106 860 . 106 TWh teravatio hora 109 860 . 109 kcal quilocaloría 1,16 . 10-3 1 te termia 1,163 1.000 J xulio 2,778 . 10-7 2,389 . 10-4 TJ teraxulio 2,778 . 105 2,389 . 108

tep tonelada equivalente de petróleo 11,62 . 103 107 ktep miles de tep 11,62 . 106 1010 Mtep millóns de tep 11,62 . 109 1013 tec tonelada equivalente de carbón 8,13 . 103 7 . 106

A tonelada equivalente de petróleo (tep), como a enerxía equivalente á producida na combustión dunha tonelada de petróleo cun poder calorífico de 10.000 kcal/kg. En base a esa definición, resultan as seguintes equivalencias:

tep Xulio 2,34 . 10 -11

Kcal 10 –7

kWh 0,86 . 10-4 MWh 0,086

Outras unidades utilizadas

m metro a Ano km kilómetro h Hora m2 metro cuadrado s Segundo m3 metro cúbico bar 105 N/m2 Ha hectárea l Litro g gramo ml Militro kg quilogramo A Amperio Tm tonelada V Voltio bbl barril de petróleo kV Quilovoltio 158,97 litros MVA Megavoltamperio

Nm3 Normal m3 Ah amperios-hora bcm 109 Nm3 de gas natural º C grao centígrado

II

221

ACRÓNIMOS E SIGLAS AQS Auga Quente Sanitaria AIE Axencia Internacional da Enerxía APPA Asociación de Pequenos Productores e Autoxeradores APYDE Asociación de Productores e Distribuidores de Enerxía Eléctrica AT Alta Tensión BOE Boletín Oficial do Estado BT Baixa Tensión CCGT Combined Cycle Gas Turbine CE Comisión Europea CECA Confederación Española de Caixas de Aforro CEE Comunidade Económica Europea CEV Certificación Enerxética de Edificios CIEMAT Centro de Investigacións Enerxéticas Medioambientales COV Compostos Orgánicos Volátiles CT Central Térmica ct Centros de Transformación CTC Custos de Transición a a Competencia DG Dirección Xeral DOCE Diario Oficial da Comunidade Europea EDAR Estación Depuradora de Augas Residuales E-FER Enerxía a partir de Fontes de Enerxías Renovables ETBE Etil ter-butil Eter ETS Escola Técnica Superior EUROSAT Oficina Estatística Europea FEDER Fondo Europeo de Desenvolvemento Rexional FEOGA Fondo Europeo de Orientación e Garantía Agraria FER Fontes de Enerxías Renovables GLP Gases Licuados do Petróleo GNL Gas Natural Licuado I+D Investigación e Desenvolvemento I+D+D Investigación, Desenvolvemento e Demostración IAE International Agency Energy ICO Instituto de Crédito Oficial IDAE Instituto para a Diversificación e Aforro da Enerxía IER-CIEMAT Instituto de Enerxías Renovables do CIEMAT LAT Liña de Alta Tensión MINER Ministerio de Industria e Enerxía MT Media Tensión

III

222

ACRÓNIMOS E SIGLAS

MTBE Metil ter-butil éter OCDE Organización para a Cooperación e Desenvolvemento Económico OPEP Organización de Países Exportadores e Productores de Petróleo PAEE Plan de Aforro e Eficiencia Enerxética PCI Poder Calorífico Inferior PCS Poder Calorífico Superior PEE Plan Eólico Estratéxico PEG Plan Eólico de Galicia PEN Plan Enerxético Nacional PIB Producto Interior Bruto PNUMA Programa de Nacións Unidas sobre Medio Ambiente Ppm Partes por millón RD Real Decreto Ree Rendemento Eléctrico Equivalente REE Rede Eléctrica de España RITE Regulamento de Instalacións Térmicas en Edificios RSU Residuos Sólidos Urbanos SAVE Specific Action for Vigorous Energy Efficiency SOGAMA Sociedade Galega de Medio Ambiente TIEPI Tempo de Interrupción Equivalente á Potencia Instalada UE Unión Europea UEF Unión Eléctrica Fenosa UNESA Unidade Eléctrica, S.A. VALOREN Valorización de recursos endóxenos

IV

Instituto Energético de Galicia (INEGA) Rua Ourense 6, A Rosaleda, 15701 Santiago de Compostela (A Coruña) Teléfono: 981 57 72 67 Fax: 981 56 28 90

Libro Branco da Enerxía Galicia - Inega: Instituto Enerxético de … · 2010-12-01 · 2.3.-...

Documents

Transcript of Libro Branco da Enerxía Galicia - Inega: Instituto Enerxético de … · 2010-12-01 · 2.3.-...